汽机专业知识50问.docx

汽机专业知识50问(二)集控圈51、检修后的高加如何投入？(1)确认检修工作结束、工作票终结、措施恢复。(2)缓慢开启高加注水门向高加注水，检查高加钢管是否泄露，水侧放空气门见连续水流后关闭。(3)开启高加进出口水门、关闭高加旁路门，给水走高加内部、关闭注水门。(4)开启高加危急、正常疏水截门。(5)开启抽汽逆止门前后疏水，稍开高加进汽门并逐渐开启，控制高加出水温升1-2。注意高加水位、疏水调门动作正常。52、汽动给水泵前置泵启动许可条件？(1)汽动给水泵入口门开启(2)汽动给水泵再循环门开启(指令80%,反馈80%)(3)除氧器水位正常(液位开关)(4)汽动给水泵入口滤网差压不高(压差开关)(5)无电气故障(6)汽动给水泵润滑油压力正常大于0.15MPa。53、汽机工艺保护有哪些？(1)运行人员在操作员台手动停机；(2)汽机凝汽器压力高于28kPa;(3)汽机TSl超速(330OrPm)(4)汽机双振幅轴振大于0.25mm(5)汽机高中压胀差大于+1Llmm,或小于一4.7mm；低压缸胀差+23.5mm-4mm(6)汽机DEH油压低于9.3MPa(7)汽机润滑油压低于0.04MPa(8)汽机轴位移大于±1.0mm(9)汽机DEH超速(并网前系统转速信号故障(转速超过50OrPm投入)，汽机转速设定值与实际转速偏差超过50OrPm；汽机调节级压力与高压缸排汽压力比小于1.7；阀门严密性试验结束；ATC方式下任何ATC跳闸命令；汽机复置后转速高于IOOrpm时液压伺服模件故障；汽轮机高压缸排汽温度高427；并网前汽机转速达110%)O(10)汽机支持轴承温度超过113,推力轴承温度超过107°C(11)发电机故障（12）锅炉故障（MFT）54、汽机工艺保护动作后联动设备？（1）汽机高中压主汽门,调速汽门关闭；（2）发电机解列；（3）汽机各段抽汽逆止门关闭；（4）汽机各段抽汽电动门关闭；（5）机组负荷大于90MW时锅炉MFT,汽泵.电泵跳闸；（6）机组负荷小于90MW时，汽机高、低压旁路动作，锅炉维持低负荷然烧。55、小汽机禁止复置的条件？DCS跳闸指令；小汽机超速627OrPm；小汽机轴承温度高；小汽机前轴承振动高高；小汽机后轴承振动高高；小汽机轴向位移大；汽泵（主泵）前轴承振动高高；汽泵（主泵）后轴承振动高高；跳闸油（速关油）压力低；高压油（EH油）压力低；润滑油压力低；小汽机排汽压力高；计算超速（指令与实际转速偏差大于500rpm）o56、叙述低压旁路控制方式？锅炉冷态启动，再热汽压力小于最低压力设定值LOMPa,在低旁自动投入时，自动开启至最小开度20%。锅炉启动升压时，再热汽压力大于最低压力设定值1.0MPa,低压旁路转为定压方式，控制再热汽压力在LOMPa；当汽机冲车和发电机并网后，随着汽机带负荷，低压旁路维持主汽压力LOMPa不变，逐渐关闭至零；当汽机停机时，负荷低于设定值，将低压旁路控制投入自动。随着汽机减负荷，锅炉再热汽压力升高，低压旁路开启，再热汽压力维持在IMPa不变。57、什么情况下低压旁路强制关闭？机组负荷大于设定值90MW、低压旁路A出口蒸汽温度大于250度、凝汽器压力高16.7KPA；当低压旁路减温水自动未投，低压旁路出口温度测点故障，高压旁路控制强制手动操作。58、什么情况下高压旁路强制关闭？机组负荷大于设定值90MW、给水泵全停、高旁出口温度高350、高旁减温水压力低6.0、汽机低压旁路全关。当高旁减温水自动未投，高旁入口压力测点故障时，高压旁路减压阀强制手动操作。59、汽机复置的规定？(1)确认锅炉出口主蒸汽温度大于汽机调节级金属温度至少20,主蒸汽过热度大于56,检查TSl系统无报警指示。(2)确认汽机抽汽管道所有低点疏水调节门正常打开。(3)确认高、中压门导汽管低点疏水调节门正常打开。(4)确认高、低旁处于正常控制方式。(5)确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在关闭位置。(6)汽机辅助系统均处于正常运行状态。(7)确认汽机在盘车状态，转速为3.35rpm。(8)确认凝汽器真空正常，背压V：LOKPa。(9)确认汽机薄膜阀上腔(自动停机油)油压为0.81.0MPao(10)将汽机启动方式选择为自动(AUTO)方式。60、高压调门控制组件漏油如何处理？(1)如出现上述类似异常应先将汽机主控切至手动，保持机组负荷稳定、然后将阀门控制方式切到单阀控制，此时关闭汽门供油手门(在控制组件上)切断漏油，调门关闭后注意其他阀门开度进行手动调节，然后联系热工将泄漏阀门在工程师站强制关闭。(2)如果现场热控人员在好在场，联系热控人员立即在工程师站分步强制关闭泄漏阀门(指令强制置零)，汽机主控、锅炉主控手动控制，根据主汽压力的变化及时开启汽机调门，值班员应监视其他阀门开度变化及主汽压力、给水流量的变化。61、汽轮机运行时，监视段压力有何意义？在汽轮机运行中，各监视段的压力均与主蒸汽流量成正比例变化，监视这些压力，可以监督汽轮机通流部分是否正常、通流部分的结盐垢情况，同时可分析有关运行参数显示、各调速汽门开关是否正常。62、空压机正常运行中的检查项目有哪些？(1)空压机空气过滤器压降生0005MPa0(2)油气分离器压降>0.08MPa°(3)压缩空气的排气温度*45。(4)空压机机头出气温度在55Io(5)空压机油温才110。(6)油气分离器油位正常。(7)冷却水供水压力、温度正常。(8)气水分离器疏水正常，每班进行一次。(9)空压机各部无漏水、漏气、漏油等异常现象。(10)空压机在加、卸载的过程中声音是否正常。(11)检查空压机电机及机体工作正常。63、机组跳闸后的处理原则？(1)确认发电机出口开关跳开、负荷至零。(2)主汽门、调门关闭，汽轮发电机转速下降。(3)确认加热器抽汽电动门关闭，疏水门开启。(4)润滑油泵联启、油压正常。(5)厂用电切换正常。(6)确认磨煤机、给煤机、燃油跳闸。(7)锅炉减温水全部关闭。(8)确认循环水、凝结水系统运行正常。(9)查找跳闸原因、汇报。64、高低加热器为什么要在汽侧安装空气管道？因为加热器蒸汽侧在停用期间或运行过程中容易积聚大量的空气，这些空气在钢管的表面形成空气膜，使热阻增大，严重阻碍加热器的热传导，从而降低了换热效率，因此必须装空气管放走这部分空气，高加排放至除氧器，低加排放至凝汽器，回收部分热量。65、机组正常运行中，发生高压给水加热器跳闸时对机组负荷及主蒸汽温度的影响？(1)机组负荷瞬间增加，满负荷时，甚至会发生超负荷的现象。(2)由于给水温度的下降，燃料的增加，过热汽温上升。66、汽机启动过程中注意事项？(1)整个启动过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。(2)冲转至600rpm后及时调整主机润滑油温维持在40。(3)汽机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。如发现高、中压主汽门阀室温度不上升或上升过于缓慢，应立即到现场确认高、中压主汽门导汽管疏水门和疏水管是否真正工作，如发现管子是冷的，应立即脱扣汽机，进行处理。(4)交流润滑油泵、氢密封油泵停运后，要及时将其投入备用。(5)升速及升负荷过程中，进行每步操作时都要检查TSl系统无报警指示、TS画面正常，如有异常处理后方可进行下一步操作。（6）发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过80o（7）机组升负荷过程中，及时对发电机补、排氢气。（8）机组负荷大于300MW以上应尽早投入协调控制。（9）机组负荷在120MW左右检查汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水无水后自动关闭否则需手动关闭。67、汽机起动前，下列任一情况发生则禁止起动？（1）机组一次设备存在严重缺陷，主要辅助设备故障或其联锁保护试验不合格。（2）机组任一项主保护传动不合格。（3）影响机组运行安全的重要监视参数显示不正常，不能对机组的运行状态进行有效监视。（4）控制电源不正常，仪用气源不正常。（5）DCS系统不正常，基本的自动控制回路不能正常投入。（6）旁路系统不能正常投入。（7）转子偏心值大于0.075mm。（8）汽轮机高、中、低压胀差超过规定值。（9）DEH系统工作不正常，高压主汽门、调门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门卡涩或关不严。（10）DEH系统不能在额定参数下维持空负荷运行。（11）高中压缸任一对点上下温差大于56。（12）盘车时汽轮发电机组动、静部分有明显的金属摩擦撞击声或盘车不能投入。（13）汽轮机润滑油、EH油油质不合格。（14）EH油、润滑油、密封油、顶轴油系统故障。（15）发电机氢气纯度不合格。（16）发电机定子水系统异常或水质不合格。（17）主要变压器油质不合格。68、汽泵并泵带负荷的操作？（1）随着汽泵转速升高，当汽动给水泵出口压力母管压力IMPa,根据需要打开给泵出水门，汽泵开始带负荷运行。（2）当给泵转速升至280OrPm以上，检查没有小汽机MEH强制到本地自动控制条件（小汽机转速低于280OrPm,没有远方许可条件，远方给水指令故障，远方给水指令低于2795rpm,远方给水指令高于5800rpm,小汽机MEH在本地手动控制），确认小汽机远方设定转速与小汽机实际转速差在±25rpm,将小汽机MEH投远方自动控制。(3)联系化学投入给水AVT(加氨、联氨)运行方式；当机组负荷超过30%B-MCR时切换至CWT(加氨、氧)运行方式；停机过程中机组负荷低于30%B-MCR时切换至AVT运行方式。(4)第一台汽泵带负荷，(并入第二台给水泵)过程中，应注意给泵再循环调整门动作对锅炉给水流量变化的影响。(5)第一台汽泵带负荷；(并入第二台给水泵)后，检查无“强制手动信号”，投入该汽动给水泵给水自动，打开给泵中间抽头门。(6)当汽泵转速大于2800rpm,关闭小汽机本体疏水阀和轴封系统疏水阀组。69、小汽轮机冲车条件？(1)盘车时间满足规定。(2)前置泵运行正常，给水泵入口压力在L2MPa左右。(3)小汽轮机真空30KPa,即排汽压力小于70KPa(4)冲转蒸汽的过热度大于20。(5)冲转速关阀前蒸汽温度大于180°Co(6)小汽轮机轴向位移小于规定值。(7)主机EH油运行压力14MPao(8)汽泵各轴承温度、各轴振动正常。(9)润滑油温度大于35,润滑油压0.080.25MPa左右,调节油压0.9MPa左右。70、运行中加热器的隔绝操作？(1)关闭加热器进汽门，注意给水温降率W2°C(2)关闭加热器连续排气门，打开加热器启动排气门。(3)关闭加热器上一级正常疏水隔绝门。(4)关闭加热器正常疏水、事故疏水隔绝门。(5)开启加热器进水旁路门，关闭加热器进、出水门。(6)任何一台高加需水侧隔绝，则三台高加全停。(7)当加热器完全泄压后，根据需要打开加热器汽侧放水门、水侧空气门及水侧放水门。71、小汽机禁止复置的条件？(1)DCS跳闸指令;(2)小汽机超速627OrPm；(3)小汽机轴承温度高；（4）小汽机前轴承振动高高；（5）小汽机后轴承振动高高；（6）小汽机轴向位移大；（7）汽泵（主泵）前轴承振动高高；汽泵（主泵）后轴承振动»1_i.I口JJ;（8）跳闸油（速关油）压力低；（9）高压油（EH油）压力低;（10）润滑油压力低；小汽机排汽压力高；（11）计算超速（指令与实际转速偏差大于50OrPm）。72、凝结水泵停泵保护及报警？保护：（1）凝汽器热井水位低低IOOmm延时5S（2）凝结水泵出口电动门关闭延时3S（3）凝结水泵入口电动门关闭（4）凝结水泵电机电气故障（开关柜来）（5）就地事故按钮报警：（1）凝结水泵电机上/下轴承温度高50、80°C报警（2）凝结水泵推力轴承温度高55、80C报警（3）凝结水泵电机绕组温度高（A/B/C三相）110、120报警。73、主要从哪些部位进行发电机氢气查漏？（1）发电机密封瓦两侧（2）空侧密封油排烟口（3）发电机引出线接口（4）氢冷器放空气门及氢冷器法兰结合面（5）定冷水箱上部放空气门（6）发电机低部各排污门（7）发电机各取样门（8）氢系统各法兰连接处（9）氢干燥器各法兰连接处（10）发电机底部人孔结合面74、启、停机过程中，调整胀差的方法？（1）冷态启动过程中，如高中压正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷速度，直至停止升温、升压、升负荷。（2）如果低压缸负胀差增加较快时，可适当提高其轴封供汽温度，但最高不高于180,或适当提高真空。（3）如果低压缸正胀差增加较快时，可适当降低其轴封供汽温度，但最低不低于120,或适当降低真空。（4）热态启动过程中，如高中压负胀差增加较快时，可适当加快启动速度。（5）停机过程中，如高中压负胀差增加较快时，应减慢降温、降压、降负荷速度，直至停止降温、降压、降负荷。75、辅机启动前的检查？（1）辅机启动前必须检查确认辅机及相关设备的检修工作结束，检修工作票终结，辅机及辅机系统的阀门、设备系统的联锁、保护传动正常，影响设备启动和运行的缺陷全部消除。（2）检查辅机电机接线完整，电机和电缆接地线牢固，电机通风口清洁无杂物，电机通风罩完好、牢固；检查转机地脚螺栓连接牢固，对轮安全罩完好；检查转机上各人孔、检查孔关闭严密，设备保温完整；检查转机各轴承温度、振动测量探头安装正确。（3）辅机润滑系统运行正常，润滑油压力和流量符合要求，润滑油油质良好，油箱或轴承箱油位正常。（4）冷却水和密封水母管压力正常，投入辅机的冷却水和密封水并调整冷却水和密封水流量正常。（5）对充水后需要放空气的管道和泵进行排空气。（6）检查设备、系统的监控仪表全部投入，指示正确。（7）确认辅机系统的阀门位置在启动前位置。（8）系统检查完毕无异常，确认辅机的启动开关在停止位后联系送电。76、发生哪些情况要立停止设备运行，在就地事故按钮停止设备运行时按住事故按钮1分钟以上？（1）人身伤害事故不停止设备无法进行抢救。（2）运行参数超过保护值，保护未动作。（3）转机发生强烈振动并超过规定值。（4）转机内部有明显的金属摩擦声。（5）转机轴承温度急剧升高超过规定值或轴承冒烟。注：如转机轴承温度显示跳变超过3°CMIN使显示值超出量程，可判断为热工测点故障，要立即联系人员对热工测点进行检查处理，就地核实实际温度不高不必停止转机。（6）电动机冒烟或着火或被水淹。（7）油箱或油系统大量跑油。77、转动机械轴承振动大原因？(1)转动机械检修后电机和转机的对轮不同心。(2)转动机械转动部分配重掉落、断叶片、磨损不均匀、引风机叶片严重不均匀粘灰等原因造成动平衡破坏。(3)转动机械或电动机轴承损坏。(4)转动机械的地基沉降，转动机械的轴水平度发生变化。(5)转动机械或电动机地脚螺栓松动或地基不牢固。(6)电动机鼠条断裂。(7)转动机械转动和静止部分因为转子变形、热膨胀间隙小、零件掉落等原因造成动、静部分碰磨。(8)轴承的绝缘被击穿，电机漏磁电流通过轴承造成油膜破坏。(9)和转机相连的系统存在振动，对转机造成激振。(10)风机工作在失速区或发生喘振。(11)转动机械严重过载。(12)转动机械的油温过高、过低或油质不符合要求特性。78、转机轴承温度高原因？(1)转机轴承损坏。(2)转机轴承各瓦间隙调整不一致造成部分轴瓦承力过大。(3)轴承箱油环润滑油环损坏。(4)轴承的绝缘被击穿，电机漏磁电流通过轴承造成油膜破坏。(5)转机振动大。(6)润滑油乳化变质或油内有杂质。(7)润滑油供油温度高。(8)润滑油流量低、轴承箱油位过高或过低，使用干油润滑的轴承干油耗尽。(9)环境温度高或冷却水温度高。(10)转机负荷大。79、旁路系统的作用？(1)保证锅炉最小负荷的蒸发量；(2)保护再热器；(3)加快启动速度，改善启动条件；(4)锅炉安全阀作用；(5)回收工质和部分热量；(6)保证蒸汽品质。80、凝汽器真空建立的原理？凝汽器真空的建立，在机组启动阶段与正常运行中其机理是不同的。在机组启动时，凝汽器真空的建立依赖于真空泵将凝汽器中的空气抽出，此时建立真空的快慢由真空泵的容量及真空系统的严密情况决定。机组冲转后，有排汽进入凝汽器中，排汽受到冷却介质的冷却而凝结成水。汽体凝结成水后，其体积大大地缩小，原来由蒸汽充满的容器空间就形成了高度真空。由于冷却介质不断地将进入凝汽器中排汽的热量带走，使得凝结过程能不间断地进行，这样凝汽器中的真空就建立起来了。简单地说，此时凝汽器中的真空是由排汽凝结成水形成的。其真空水平的高低受冷却介质的温度、质量、机组排汽量、凝汽器传热情况、真空系统严密状况及真空泵的工作状况等因素制约。81、凝汽器中的空气给机组的安全、经济带来了哪些不利影响？（1）影响凝汽器的传热工况，使凝汽器端差增大，机组的热效率降低。（2）有空气分压力的存在，而蒸汽按自身分压力凝结，使凝结水产生过冷度。（3）空气的存在降低了凝汽器的除氧效果，使得凝结水中溶解了一些气体。凝结水中溶解氧的存在，造成了凝结水系统中设备与管道的氧腐蚀，影响机组的安全运行。（4）空气的存在直接降低了凝汽器的真空。82、如何消除凝结水的过冷度？（1）合理安排、布置凝汽器的管束，减小汽阻。（2）将部分汽轮机的排汽直接引入凝汽器的下部，用来直接加热凝结水，消除故冷。（3）加强真空系统的维护工作，减少漏空量。（4）加强真空泵的维护工作，使其在高效的工况下运行，以减少空气的聚积。（5）加强运行监督、维护、调整工作，使凝汽器水位维持正常。83、汽轮机存在哪些损失？汽轮机的内部损失：进汽机构的节流损失、排汽管压力损失、汽轮机的级内损失（叶高损失、扇形损失、叶栅损失、余速损失、叶轮摩擦损失、撞击损失、部分进汽损失、湿汽损失、漏汽损失）。汽轮机的外部损失：机械损失、外部漏汽损失。84、汽轮机轴承金属温度高原因及处理？原因：轴承内部损坏；机组振动大导致轴承温度高；轴承供油压力波动；轴承发生油膜振荡；冷油器工作不正常或供油温度高；润滑油质不良。处理：（1）当发现轴承温度高时，应核对有关表记指示正确，确认轴承温度升高；（2）检查供油压力、供油温度是否正常，同时可视情况降低机组负荷；（3）检查润滑油滤网前后压差是否正常，否则采取措施使之恢复正常；（4）检查润滑油冷油器工作是否正常，调节门动作是否正常，调节油温在正常范围内；（5）检查机组振动大的原因，设法消除，使振动恢复在正常范围内；（6）通知化学化验润滑油中的含水量，及时投入滤油机工作；（7）注意检查轴承的回油；（8）用听针检查轴承的声音，会同检修人员一起查找原因；（9）值班人员应密切注意轴承金属温度的上升速度；（10）当支承轴承温度升高到113C,推力轴承温度升高到107时，应紧急停机，破坏真空。85、汽轮机严重超速的原因及处理？原因：正常运行时，发电机突然甩去全部负荷；汽机跳闸后，高、中压自动主汽门、调速汽门、各段抽气逆止门不能自动关严；机组跳闸，各自动主汽门、抽气电动门卡涩；机组发生强烈振动，导致轴系断裂。处理：（1）发现机组超速应立即手动打闸，检查各主汽门、调速汽门、抽气电动门、逆止门关闭；（2）检查机组实际转速飞升数值；（3）发电机逆功率保护动作，发电机开关断开；（4）应确认机组转速确已下降；（5）锅炉MFT,检查轴封汽源温度、压力正常；（6）高、低加汽侧切除；（7）所有低点疏水阀自动打开；（8）转速V2850rpm,交流润滑油泵、氢密封油泵自启动，否则手动启动；转速到1500rpm,顶轴油泵自启，否则手动启动；转速到0,盘车自动投入，否则手动投入；（9）低压缸喷水阀自动打开，转速低于600rpm,低压喷水阀自动关闭；（10）除氧器加热切换到辅汽；（11）严密监视停机时各种参数变化，记录惰走时间和打印惰走曲线，记录汽机缸温等参数，对机组进行全面检查；（12）检查机组报警清单，查明超速的原因，原因不明禁止再次启动机组。86、凝汽器真空下降的原因及处理？原因：环境温度高或水塔填料损坏严重或循环水塔旁路漏流；凝汽器钢管脏污结垢或堵塞使凝汽器传热效果变差；循泵跳闸，使循环水量不足；真空系统不严密；排往凝汽器的疏水量大或疏水门内漏严重；真空泵跳闸或真空泵分离器水温、水位过高等故障；轴封供汽压力过低；凝汽器水位严重过高。处理：（1）利用检修机会将损坏的填料和淋水装置修复；（2）加强循环水水质的监测并加药，并按时投入胶球清洗装置，防止凝汽器钢管结垢；（3）循环水清污机要按规定定时投入；（4）运行中加强真空泵的维护检查、并定期检查低压缸安全门、小机薄膜阀是否漏气；（1）利用停机临检机会、进行凝汽器高水位注水、对负压系统查漏、发现问题及时处理；（5）凝汽器压力升至18.6KPa对应最大负荷不得超过580MW,凝汽器压力升至28KPa时，低真空保护动作，否则应打闸停机；期间应适当降低负荷，以调节级压力不大于19.5MPa,同时各抽汽压力不大于TRL工况压力为准。87、叙述高压旁路控制方式？高压旁路控制控制方式分为启动方式、启动滑压方式和定压方式。锅炉冷态启动主汽压力小于最低压力设定值（1.5MPa）,在高旁自动投入时，自动开启至最小开度5%。锅炉启动升压时，主汽压力大于最低压力设定值（1.5MPa）,不大于汽机冲转压力设定值（8.4MPa）,高压旁路转为定压方式，控制主汽压力在L5MPa,一直到高压旁路控制输出大于最大开度（60%）时，高压旁路转为滑压方式，高压旁路将汽水分离器入口温升控制在2Cmin°高旁开度不低于其设定的最大开度(60%)。当锅炉主汽压力大于汽机冲转压力设定值(8.4MPa),高压旁路转为定压方式，控制主汽压力不变。当汽机冲车和发电机并网后，随着汽机带负荷，高压旁路维持主汽压力(8.4MPa)不变，逐渐关闭至零。当汽机停机时，负荷低于设定值，设定汽机冲转压力至8.4MPa,将高压旁路控制投入自动。随着汽机减负荷，锅炉主汽压力升高，高压旁路开启，主汽压力维持在8.4MPa不变。88、叙述危机保安器注油试验步骤？(1)此项试验只能在机组正常运行时或汽机冲转至3000rpm时进行。(2)试验拉杆手动拉至试验位置并且保持。(3)逐渐打开喷油试验手动门。(4)确认撞击子飞出，记录试验管路的压力值。(5)关闭喷油试验手动门，在就地或单控室进行挂闸。(6)确认超速跳闸装置油压正常后，将试验拉杆慢慢返回至正常位置。(7)将试验记录数据与原有数值比较，判定危急遮断器的动作转速是否正常。(8)此项试验结束。试验过程中，试验拉杆保持在试验位置十分重要，必须保证试验拉杆一直保持在试验位置，可防止停机和甩负荷。89、汽动给水泵组正常运行时的维护检查？(1)汽动给水泵组稳定运行，声音正常，振动在允许限额内。(2)汽泵润滑油系统运行正常，各轴承油流正常，润滑油箱油位510格左右，润滑油温度45±3°C,润滑油压力0.080.25MPa左右，液压油压力0.9MPa左右。(3)汽泵润滑油冷油器在冷却水量没有变化的情况下，如冷油器出口油温大于48,应切换使用备用冷油器。(4)汽动给水泵组各运行参数，如汽温汽压、振动、转速、轴向位移、轴承温度、轴承油流、真空、排汽温度、以及前置泵密封水温度、给水泵密封水温度、给水泵入口压力、流量等均在运行限额内。(5)除氧器水位正常，给水泵无汽化、无冲击现象。(6)润滑、调节油滤网差压正常，若润滑油滤网差压0.06MPa;调节油滤网差压0.06MPa或滤网指示报警，切换备用滤网运行，联系检修清洗原运行滤网。(7)小机调门无晃动，调门开度正常。90、真空泵正常运行时监视检查项目有哪些？(1)泵组在运行中振动不大于4.5mms,若振动明显增大或明显的不正常异声，应立即启动备用真空泵，停用原运行泵。(2)真空泵电流不超限。(3)真空泵电动机轴承温度90,真空泵工作液进口温度V350若温度超过限额，立即手动启动备用真空泵，停用原运行泵并查找原因。(4)真空泵分离器正常水位应在就地水位计的1/32/3左右，即检查其溢流管不溢流，水位过低或过高都会影响真空泵的出力、水位过高还会增大真空泵的功率损耗。91、开冷水泵正常运行监视检查项目？(1)监视泵进出口压力等正常。各冷却器温度调节正常。(2)泵组在运行时有异声振动大于IOOum或电流超限应立即停泵(3)轴承温度升高到95应立即停泵(4)盘根温度升高到冒热汽应立即停泵。(5)正常运行时，保持开式冷却水母管压力大于0.40.5Mpa,如压力降低，应检查开式冷却水各用户是否正常，并及时调节水量分配。(6)定期检查开冷水泵入口电动滤网自动排污良好，前后压差正常。92、汽泵起动过程中注意事项？(1)在汽泵起动过程中，注意转速上升平稳，不应产生过大的波动。(2)通过小机临界转速1200170OrPm时，应严密监视小汽轮机轴振最大不超过80Um,给水泵轴振不超过50Umo(3)小汽轮机、给水泵无摩擦声。(4)汽泵各轴承金属温度和回油温度正常，汽泵密封水回水温度不大于80ro(5)当小机转速大于2800rpm,检查小汽轮机相应的蒸汽疏水调整门自动关闭。93、汽轮机启动前投轴封供汽要注意什么问题？(1)首先应对供汽管道进行暖管、使疏水排尽。(2)必须在连续盘车状态下方可投入轴封供汽。(3)机组热态启动应先送轴封供汽，后抽真空。（4）要注意轴封供汽的温度与金属温度匹配，热态启动高中压缸要使用高温汽源，低压缸轴封供汽要投入低温汽源；冷态启动高中低压汽缸都需要使用低温汽源。（5）投入轴封供汽后要注意大轴晃度、盘车电流的变化并经常就地各轴封处听音。94、机组启动过程中，如何将本机辅汽汽源由临机切至本机再热冷段？（1）本机组再热冷段压力达LOMPa（2）冷段供汽手动门已开启（3）开启疏水门进行充分疏水（4）缓慢开启冷段供汽电动门（5）联系临机适当降低本机辅汽压力至0.8MPa（6）冷再供辅汽调节门自动（7）冷段供汽调节门压力设定值比辅汽母管压力高0.05MPa（8）观察冷段供汽调节门缓慢自动开启，管道无冲击（9）调整冷段供汽调节门压力设定值，达到所需压力（10）联系临机冷段供汽调节门应缓慢关闭（11）巡检就地检查本机冷段供汽管道有明显过流声音（12）巡检就地手动缓慢关闭辅汽联络电动门（13）整个过程密切监视辅汽母管压力、温度稳定，如有异常立刻开启辅汽联络电动门（14）检查辅汽联箱、各用户疏水门在调节位置，辅汽管道、辅汽安全门无泄漏95、叙述我厂循环水泵开、关门过程？开启蝶阀：前15。快开，时间为512秒；后75。慢开，时间为2040秒。此外,蝶阀也可匀速开启，开启时间为3045秒。关闭蝶阀：前75。快关，时间为212秒；后15。慢关，时间为2040秒。96、叙述我厂变频循泵启动过程？（1）确认循泵启动许可条件满足，来“循泵变频装置高压合闸允许”信号，将画面“循环水泵变频联锁投入”开关投退一次，再重新投入。（2）合循泵变频器6KV电源开关，就地检查旁路柜带电指示“红灯”亮。变频方式下6KV开关合闸对变压器充电IS后启动电阻旁路接触器合闸，就地能听到接触器吸合的声音；就地观察变频器功率柜、变压器柜柜顶风机运转正常。（3）检查电机处于静止状态，变频器严禁在电机旋转状态下启动。（4）设定变频器启动频率60%,目前DCS自动设定最低启动频率为30HZo（5）远方启动变频器，控制指令跟踪DCS输出指令，变频器启动后频率自动升至30HZ,循泵出口压力升至0.17MPa,当变频循环水泵出口压力大于工频循环水泵出口压力，手动开启循泵出口门，出口门开启15。自动停止，观察出口压力和循环水泵电机功率无异常变化后，再次手动全开循泵出口门。97、我厂变频循泵有哪些主要联锁和保护？（1）工频泵运行情况下，启动变频循泵，变频器频率自动升至30HZ,频率上升过程，禁止开启循泵出口门。（2）循环水泵变频器输入和输出刀闸（QS1,QS2）分闸，自动退出循泵变频联锁。循环水泵变频器输入和输出刀闸合闸，旁路刀闸分闸（QS3）,允许投入循泵变频联锁（3）变频循环水泵单泵运行时，变频器故障跳闸联锁关闭变频循环水泵出口门并启动备用的工频泵。（4）变频循环水泵单泵运行时，变频循环水泵6KV开关跳闸联锁关闭变频循环水泵出口门并启动备用的工频泵。（5）变频循环水泵单泵运行时，凝汽器入口循环水压力低于0.08MPa,联锁启动备用的工频泵。（6）变频循环水泵运行时，其出口门关闭，延时10S,联锁跳闸变频器。（7）变频变压器绕组温度90报警，120。C跳闸。（8）变频器功率单元温度75报警，90°C旁路该单元，正常运行情况下每相最多可以旁路2个功率单元。（9）变频器重故障跳闸联跳6KV开关，6KV开关跳闸联跳变频，变频器控制柜面板上的急停按钮只跳变频器不跳6KV开关。98、如何投入定冷水除氧装置运行？（1）定冷水除氧装置在定冷水系统运行后，主机启动前投入运行，检查定冷水电导率在0.51.5uscm之间，否则进行定冷水补排。待机组负荷300MW稳定运行后，真空系统正常，定冷水除氧装置并入主机真空运行。（2）缓慢开启定冷水除氧装置回水总门，除氧罐回水门。（3）开启定冷水除氧装置供水总门，缓慢开启除氧罐上进口门，除氧罐下进口门，然后缓慢开启增压泵旁路门（试验证明本系统不使用增压泵），检查定冷水水箱水位在370-40Omm,氮气压力6-20KPa,除氧罐总流量1500-2000Lh,除氧罐上喷头流量700-1000Lho（4）先全开氧表入口门，然后半开氧表出口门，在电控箱内合上总开关，在电控箱面板上将溶氧表开关打至开，溶氧表所读之数为系统溶解氧读数。（5）机组负荷300MW稳定运行后，真空系统正常，开启主机抽真空一次门、主机抽真空二次门（此阀只需要微开即可，以除氧罐真空压力表显示0.093MPa为准）。（6）如主机真空系统不能满足定冷水除氧装置要求，真空度大于-0.093MPa时，使用除氧装置自带真空泵。定冷水除氧装置自带真空泵投运操作：开启真空泵冷却水一次门，半开真空泵冷却水二次门,全开真空泵汽蚀门，在电控箱内合上总开关，在电控箱面板上将真空泵开关打至开，缓慢开启真空泵至除氧装置手门,最后调整开真空泵气蚀门，以真空泵不发出异响为准，开启真空泵呼吸门，确认排水呼吸口没有水流出。99、密封油系统有几路备用油源，分别在什么时候投入运行？（1）第一备用油源（即主要备用油源）是汽轮机主油泵来的0.882.1MPa高压油。当氢油压差降到0.056MPa时，第一备用油源自动投入运行。（2）第二备用油源它由汽轮机主油箱上的氢密封油泵供给。当压差降到0.056Mpa、主机转速低于285OrPm或发生故障时，第二备用油源自动投入。（3）第三备用油源是由密封油系统内自备的直流电动油泵提供的，当压差降到0.035MPa时，直流油泵启动，氢油压差可恢复到0.084MPao该油源只允许运行1小时左右，应尽快检修交流油泵。（4）第四备用油源由汽轮机轴承润滑油供给，提供的油压较低，为0.0350.105MPa。此时必须及时将机内氢气压力降低到0.014MPao100、我厂变频开冷泵有哪些主要联锁和保护？（I）开冷泵变频装置投入运行状态下，当变频器发出“变频器重故障”信号时联锁工频泵运行。（2）开冷泵变频装置投入运行状态下，当变频泵跳闸时（脉冲3秒）联锁工频泵运行。（3）开冷泵变频装置投入运行状态下，当开冷泵出口母管压力低于0.2MPa延时5秒联锁工频泵运行。(4)变频开冷水泵不在合闸状态时(机跳闸或停止状态)脉冲3秒联锁工频泵运行。