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192.三个加热器解列时，机组负荷不超过（480）MW。193.高压正胀差报警值是（+10.7）mm，跳闸值是（+11.5）mm。194.高压负胀差报警值是（-7.5mm）跳闸值是（-8.2mm）。195.机组采用“定－滑－定”运行方式，（50～90％）额定负荷采用滑压运行方式，50％额定负荷以下采用定压运行方式，主蒸汽压力为11.5MPa；（90％）负荷以上为定压运行方式，主蒸汽压力为16.5MP

76、闭式水泵出口母管压力小于

18、火检冷却风与炉膛差压

失。110、随着锅炉压力的逐渐提高，其循环倍率 3 。

三、判断题1.我厂汽轮机汽轮机总级数为39级，高压转子有1+8级，中压转子有6级，低压转子有2×2×6级。2.我厂汽轮机转子的相对死点在前轴承箱推力盘处。（×）3.我厂机组采用高中压缸联合启动方式，设有二级串联电动旁路系统，旁路容量为35％BMCR。（×）4.我厂给水泵小汽轮机设三路汽源，分别为四段抽汽、冷再、辅汽，辅汽作为调试汽源，小汽机排汽至专门的凝汽器。5.发电机置换完氢气，排完二氧化碳降压后即可停止密封油系统运行。（×）6.低负荷运行，汽轮机采用节流调节比采用喷嘴调节时效率高。（×）7.汽轮机润滑油油温过高，可能造成油膜破坏，严重时可能造成烧瓦事故，我厂润滑油温保持在43-49℃.8.汽机升负荷过程中如高中压缸正胀差增加较快、轴振动增大时，应减慢升温、升压、升负荷速度，待参数稳定后继续升负荷。9.对汽轮机来说，滑参数启动的特点是安全性好（×）10.汽轮机在停机和减负荷过程中，蒸汽流量不断减少，对金属部件起冷却作用11.我厂汽轮机启停、正常运行都采用滑压方式。（×）12.凝汽器的端差是指凝汽器排汽温度与凝汽器循环水进口温度之差。（×）13.我厂励磁系统为全静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口的励磁变，启励电源有两路分别取自汽机PC-A和110V直流段。（×）14.当机组负荷不变时，凝汽器真空下降，轴向推力增加。15.正常运行主汽温度不能低于再热汽温度28℃。16.汽轮机热态启动时应先送轴封后抽真空。17.机组在大修前可以做汽轮机超速试验。（×）18.汽轮机热态启动冲转前要连续盘车不少于4h。19.汽轮机超速试验时，启动前进行手动打闸试验，确认打闸停机功能正常。20.机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.25mm应立即打闸停机；当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。

21.协调控制方式，既能保证有良好的负荷跟踪性能，又能保证汽轮机运行稳定性（√）22.锅炉跟随方式BF是锅炉主控在自动，汽机主控在手动，主蒸汽压力由锅炉燃烧率自动控制，汽机调门由DEH独立控制，机侧控制负荷。（√）23.汽轮机正常当主蒸汽温度及其他条件不变时，主蒸汽压力升高则蒸汽流量减少（√）24.机组在保护动作跳闸后，应立即查明跳闸原因，禁止在跳闸原因不清的情况下，人为解除保护而强行起动。（√）25.机组启动尤其是热态启动时，在开启高旁前，应先将高排逆止门前后疏水疏尽，并确认高排逆止门在关闭位，方可开启高旁。（√）26.锅炉要进行检修，停炉后即可强制通风冷却，监视汽包上下壁温差不超过40℃。（×）27.当炉膛出口烟气温度大于538℃后，严禁锅炉受热面干烧（√）28.当汽水品质不符合要求时禁止机组启动（√）29.锅炉吹灰会引起汽温波动及负荷波动（√）30.在外界负荷不变时，强化燃烧时汽包水位将会先上升后下降（√）31.挥发分含量对燃料特性影响很大，挥发分含量高则容易燃烧，锅炉运行越安全（×）32.在外界负荷不变的情况下，汽压的稳定主要取决于炉内燃烧燃烧工况的稳定。（√）33.锅炉安全门效验顺序为先低压后高压（×）34.机组启动点火前和正常运行中都可以做燃油泄漏试验。（√）35.锅炉停运时间较短，锅炉汽水管道可以不进行保养。（×）36.当锅炉燃烧调节系统接到增加负荷指令时，控制装置先增加燃料量后增加风量。（×）37.在锅炉启动初期，采用控制燃烧的方法来控制汽温，若必须使用喷水减温，应使喷水后汽温有30℃以上的过热度。（√）38.锅炉定期排污不受机组负荷限制。（×）39.锅炉灭火保护动作最主要作用是切断所有燃料。（√）40.在氢冷发电机停机后，测试定子绕组的绝缘或做高压试验时，应保持机内氢气纯度＞95%。（√）41.发电机正常运行中应保持密封油压力＞氢气压力＞定子内冷水压力。（√）42.发电机正常运行时，当一台氢气冷却器停运时可以带80%的额定负荷运行。（×）43.发电机定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时，应查明原因并加强监视。此时可以降低负荷。经采取措施无效且确认测温元件无误后，一旦定子线棒温差达14℃或定子线棒引水管出水温差达12℃时，或发电机任一定子槽内测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，应立即停机。（√）44.发电机组停机期间，机组厂房内的温度如果等于或低于5℃时，应设法采取保温措施。否则，不能停止定子绕组内冷水的循环，并维持合格的定冷水参数。（√）45.为了防止发电机定子线圈和铁芯温度升高，绝缘发热老化，风温应越低越好。(×)46.电气设备在保留主保护条件下运行，可以停用后备保护（√）47.发变组系统发生直接威胁人身安全的紧急情况，应立即将发电机解列停机。（√）48.在发电机非全相运行时，禁止断开灭磁开关和关主汽门。以免发电机从系统吸收有功、无功负荷，使负序电流增加。（√）49.只有在发电机出口断路器三相全部断开后，才能进行灭磁。（√）50.发电机氢系统爆炸、着火时应立即紧停机组运行停止向发电机补氢，进行事故排氢，向发电机内充入二氧化碳（或氮气）灭火，维持转子转速在300～500r/min，保持定冷水不能中断。（√）51.电动机从电源吸收无功功率，是用来产生磁场的（√）52.倒闸操作中或设备停电后，如无特殊要求，一般不必操作保护或断开压板。

53.厂用电在正常情况下，工作变压器投入，备用电源断开，这种方式叫做明备用。(　　)54.我厂发电机频率低于48.5HZ，低频保护动作于跳闸。(　　)55.发电机失磁后，就不再发出有功功率。(　　)56.氢冷发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通冷却水的情况下投入励磁升压。(　　)57.发电机失磁运行,将造成系统电压下降。(　　)58.发电机转子回路发生一点接地时，定子三相电流将出现不平衡。(　　)59.运行中的主变压器如果冷却装置全部失去时，应紧急停运(　　)60.三相异步电动机定子绕组断一相时仍可启动起来。(　　)61.备用电源无电压时，备用电源自投装置不动作。(　　)62.变压器差动保护的保护范围是变压器本身。(　　)63.保持发电机励磁电流不变，则发电机的端电压随负载电流的增大而减小。(　　)64.发电机氢系统氧气含量应小于1.2%。(　　)65.发电机氢系统最低允许纯度96%。(　　)66.保护停用经过值长批准即可(　　)67.正常运行中可以做空预器主、备用电机切换试验(　　)68.炉膛温度小于150℃即可停止火检冷却风机。(　　)69.空预器失速报警延时3秒，停电机变频器，延时5秒后，启备用电动机变频器，主辅电机全部停止后，延时10s联关相应挡板同时跳同侧送、引风机(　　)70.空预器出口烟温小于120℃，可以停止空预器运行(　　)71.锅炉停炉后，方可停止所有炉水循环泵运行。(　　)72.两台密封风机全停，联跳两台一次风机。(　　)73.两台一次风机全停，联跳两台密封风机(　　)74.磨煤机加装油泵跳闸后，磨煤机立即跳闸。(　　)75.给煤机运行10分钟后，磨煤机对应的四个燃烧器有两个火检失去,磨煤机跳闸(　　)76.磨煤机高速润滑油泵启动允许条件不满足时，可以在就地控制柜启动高速泵(　　)77.发电机励磁系统投运需在发电机3000rpm定速后进行(　　)78.发电机增加无功功率时电流变小。(　　)79.当电网发生振荡时，励磁系统调节在自动时，可以切为手动调节。(　　)80.发电机解列应采用汽轮机打闸、发电机程序逆功率动作来停发电机。(　　)81.发电机正常停机可以不用倒换厂用电，靠发电机解列后厂用电事故切换(　　)82.运行中给水的PH值不得小于9.3，给水溶氧不大于7μg／L；(　　)83.当高加故障解列时由于给水温度降低将引起锅炉汽温下降(　　)84.锅炉水位计和安全门不参加超水压试验。(　　)85.空冷风机正常运行必须投入自动方式。(　　)86.停机过程中，应关闭锅炉连排、暖风器疏水、高加疏水、高加连续空气至除氧器隔绝门。(　　)87.发电机气体置换采用CO2作为中间介质，禁止直接进行空气与氢气之间的置换工作，置换速度没有限制。(　　)88.EH系统再生装置过滤器其中一个为硅藻土滤芯它用以调节抗燃油的理化特性，及去除水分及降低抗燃液的酸值；一个为纤维素滤芯，用以调整抗燃油的颗粒度。(　　)89.ETS系统2个OPC电磁阀和4个AST电磁阀都是220VDC供电，它们都是常闭电磁阀，失电开启。(　　)90.每个月应该做一次真空严密性试验，它对负荷没有特殊要求。(　　)91.当汽缸温度低于150℃时，盘车方可停运，当汽缸温度低于150℃、盘车停运8小时

以上且密封油系统已停运，方可停运主机润滑油系统。(　　)92.炉水泵在每次锅炉启动前都应该注水冲洗。(　　)93.锅炉MFT时，等离子点火装置跳闸，并闭锁启动。(　　)94.磨煤机分离器出口温度急剧升高或筒体烧红时，可用增加给煤量来降低温度。(　　)95.发现空预器着火可加大冷风进行降温灭火。(　　)96.一次风机发生严重抢风时应该紧停一次风机。(　　)97.运行中不能做汽轮机喷油试验。(　　)98.凝结水泵运行中应该把其空气门关闭。(　　)99.凝结水泵变频运行可以防止泵汽蚀发生。(　　)100.当空侧密封油完全中断，应立即破坏真空紧急停机，并迅速排氢。(　　)四、简答题1.500kV系统并列条件有哪些？1）相序、相位必须相同。2）频率相同，并列时两系统频率必须在50±0.2Hz范围内。3）电压相等，500kV最大不超过5％。2.500kV母线故障现象有哪些？1）“500kV母差保护动作”、“开关事故跳闸”、“母线开关失灵保护动作”等报警信号；2）故障母线电压表指示为零，母线上连接的开关可能全部跳闸，开关指示状态为闪亮；3）500kV母线故障录波器动作。3.发电机启动前的试验有哪些？1）DCS中发变组所有信号传动试验；2）发－变组系统开关的合跳试验及保护动作跳闸试验、联锁试验；3）励磁系统静态试验；4）机、电、炉大联锁试验。4.发电机解列采用汽机打闸，发电机程跳逆功率保护动作方式停机，操作的主要步骤有哪些？1）切主变冷却装置控制把手由SAM2至“TST”位；2）确认厂用电源已倒至备用；3）发电机有、无功负荷已降至零；4）汽机打闸；5）确认程跳逆功率保护动作；6）检查发电机有功功率、三相电压、三相电流为零；7）检查发电机出口主开关、灭磁开关在断开位置；8）断开发变组出口刀闸5011-6或5023-6；9）投5011与5012或5022与5023间短引线差动保护；10）经同期鉴定合上5011、5012或5023、5022成串运行；11）退出发电机出口主开关跳闸压板；

#1高加#2高加#3高加正常水位：mm299290294低一水:mm261252258高一水:mm337328334高二水:mm387378384高三水:mm48742843433.空冷系统连锁、跳闸保护有哪些？1）排汽器压力＞115kPa(　　)低压旁路关闭。2）排汽温度＞120℃低压旁路关闭。3）空冷风机支撑构架振动大，跳风机,DCS报警。4）空冷风机电机线圈温度＞150℃，跳风机,DCS报警。5）空冷风机减速箱油压低跳风机,DCS报警。34.机组运行中高加的停运的步骤？1）依压力由高到低逐渐关闭高加的进汽门，控制给水温度下降不大于1℃/min，待高加进汽门关严后，关闭各台高加抽汽逆止门。2）高加进汽门关闭后，关闭高加三通门，关闭高加出口门；3）打开1～3段抽汽管道逆止门前后疏水门。4）必要时降低机组负荷。35.高加汽、水侧系统隔离（机组运行中）1）关闭高加进汽电动门。2）关闭高加进汽电动门旁路门。3）关闭高加注水门。4）关闭供高加抽汽逆止门。5）关闭高加正常疏水门、高加事故疏水门。6）关闭高加运行排气门。7）打开高加汽侧放水门。8）通过分析各高加水位、压力、出入口水温及疏水温度的下降变化趋势，进一步确认那些阀门存在内漏并再次隔离。9）确认高加汽、水侧已完全隔离后，打开高加入口放水门，打开高加出口排空气门，水侧泄压到零。36.电动给水泵停运步骤？1）检查电泵再循环门在“自动”位置，电泵再循环门前后手动门打开；2）启动电泵辅助润滑油泵，润滑油压大于0.17MPa；3）逐渐降低电泵转速、出口压力。监视再循环门逐渐打开维持电泵最小流量运行,关闭电泵出口电动门，停止电泵运行。4）电泵停止后，停止辅助油泵，根据需要电泵投备用。

30.风机振动严重原因:(　　)；(　　)；(　　)；(　　)；(　　)。31.风机轴承温度异常原因：(　　)；(　　)；(　　)；(　　)；(　　)。32.磨煤机振动原因：(　　)；(　　)；(　　)；(　　)；(　　)；(　　)。33.炉水泵结构特点(　　)(　　)；(　　)(　　)。34.备用炉水循环泵和炉水循环泵应急冷却水泵，每月(　　)试转一次，试转一次至少(　　)。35.暖风器系统：正常运行中暖风器的调门应投自动，保证冷端综合温度到达到(　　)即可，不可过度的提高空预器入口风温。36.暖风器水箱水位正常：(　　)米之间，暖风器疏水泵运行稳定，电流正常，出口压力在(　　)左右。暖风器疏水泵联锁投入。37.我公司吹灰器分为短杆、长杆；短杆有(　　)只，分布在燃烧器下层(　　)支，燃烧器上层(　　)支，主要吹扫水冷壁；长杆有(　　)只，主要吹扫烟道。38.炉水循环泵的电机注水来源有：高压的来自(　　)和(　　)，低压的来自(　　)。39.A制粉系统的密封风用户有：(　　)、(　　)、(　　)、(　　)。40.(　　)和(　　)风量相加得出总风量，当风量小于(　　)吨时，锅炉总风量低保护动作，触发MFT。41.电网频率应经常保持(　　)，其偏差不得超过(　　)。42.在并联电抗器不投入时，500kV线路送电前，应将500kV母线电压(　　)，在并联电抗器不投入时，500kV线路停电前，应将500kV母线电压(　　)。43.500kV线路停电时，应先拉开我厂串上的线路(　　)，然后拉开(　　)；如果该串开关有检修工作时，应先拉开该开关(　　)刀闸，再拉开该开关(　　)刀闸；送电时先合该开关(　　)刀闸，后合该开关(　　)刀闸，再合线路出口刀闸。44.500kV母线充电前，必须投入(　　)。母线电压互感器二次侧开关应在(　　)位。45.500kV系统操作刀闸前，必须投入相应开关的(　　)和(　　)。46.发电机正常运行时，有两组(　　)氢冷却器全部投入运行，当停一台氢冷却器时，发电机最大负荷可带(　　)。47.当线圈出水温度差值大于(　　)，必须查明原因并进行处理，若线圈出水温度差值大于(　　)或线棒温度差值大于(　　)，或任一定子线棒温度元件温度超过(　　)或出水温度超过(　　)，在确认测温元件指示无误时，应汇报领导(　　)。48.变压器并列前应符合(　　)、(　　)、(　　)、(　　)。49.无载调压变压器改变分接头的操作由(　　)进行，有载调压变压器改变分接头的操作由(　　)根据系统电压情况进行。50.有载调压装置瓦斯保护应投入(　　)位。51.变压器在满载运行时，当全部冷却器退出运行后，允许继续运行时间至少(　　)。当油面温度不超过75℃时，允许上升到75℃，但切除冷却器后的变压器运行时间不得超过(　　)。52.正常运行的变压器，重瓦斯保护压板投(　　)位，主变、启备变、高厂变、脱硫变、

138.当空预器进口烟温低于(　　)℃以下时，可停止两台空预器运行。139.机组停运后，汽包压力降至(　　)MPa左右，锅炉热炉放水，当汽包压力降至(　　)MPa开启锅炉各空气门、过再热器疏水门，省煤器出入口放水门。140.当炉膛温度低于(　　)℃时，可停止火检冷却风机和等离子冷却风机。141.机组转速(　　)r／min时，顶轴油泵连锁启动，机组转速(　　)r／min时，顶轴油泵连锁停运。142.机组停运，转速(　　)r／min时，停真空泵，开启真空破坏门，确证无大量疏水进入排汽装置。143.机组转速到零，投入盘车正常。检查记录(　　)和(　　)，记录(　　)。144.机组滑停过程中应先降(　　)后降(　　)，汽机切为(　　)方式，高压调门保证足够开度。145.停炉(　　)小时后，锅炉可强制通风冷却，监视汽包上下壁温差不超过(　　)℃。146.炉水温度降至(　　)℃以下时，方可停止炉水循环泵运行。147.停机后，盘车应保持连续运行，当汽机调节级金属温度低于(　　)℃后可以停止盘车，停止顶轴油泵。148.机组盘车期间，因盘车装置故障不能盘车时，记录(　　)，故障消除后，应先手动盘车(　　)度，并置(　　)，手动盘车无卡涩后，恢复连续盘车。149.#1锅炉的仪用空气放水点有：(　　)、炉水循环泵入口联箱处仪用环形母管疏水、(　　)、17.5米#1角处的减温水仪用空气疏水、F磨处仪用空气疏水。150.当主油箱油位下降经补油无效，降至-300mm以下时，应(　　)。151.当汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟，应(　　)。152.所有DCS画面黑屏或DCS控制系统失灵，不能监视运行参数时，应(　　)。153.当发电机定子线圈漏水，并伴有定子接地时，应当(　　)。154.汽轮机调节保安系统故障无法维持机组正常运行时，应(　　)。155.安全阀动作不回座，采取措施无效。应(　　)。156.发变组系统主变、发电机、高厂变任一元件无主保护运行时，应(　　)。157.单机运行锅炉灭火时，应根据需要手动开启(　　)，尽可能维持辅汽的供应,将轴封切换为辅汽供。158.如机组负荷在500～600MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，电泵联启RB逻辑动作,(　　)秒后释放，由RB指令维持在460MW运行.159.发电机当定子绕组内冷水流量保护投入时发生断水，内冷水流量降至(　　)t/h时，发报警信号，降至45t/h时发出事故信号，延时(　　)秒发电机从电网解列，同时解除励磁。160.发电机非全相运行时，禁止断开(　　)和关(　　)。以免发电机从系统吸收有功、无功负荷，使(　　)增加。161.定子绕组进水电导率达(　　)μs/cm时，应换水，电导率高达(　　)μs/cm时，处理无效则应将发电机解列。162.发电机中性点引线盒内和封闭母线壳内的氢气含量≥(　　)％时，发电机应停机处理。在主油箱的含氢量≥(　　)％时，应调整密封油压，如无效，发电机应停机处理。163.定冷水箱氢含量达到(　　)％，120小时内无法消除，或氢含量达到(　　)％、应立即停机处理。

164.发电机线圈出水温度差值大于(　　)℃，必须查明原因并进行处理，若线圈出水温度差值大于(　　)℃或线棒温度差值大于(　　)℃，或任一定子线棒温度元件温度超过(　　)℃或出水温度超过(　　)℃，在确认测温元件指示无误时，应汇报领导停机。165.锅炉汽包水容积为(　　)m3，省煤器水容积为(　　)m3166.危急遮断器试验的动作转速应在额定转速的(　　)。167.超速试验应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不应超过(　　)r/min。168.汽机主汽门、调汽门严密性试验，试验时主汽压不低于(　　)％额定压力。169.真空严密性试验时，确认机组运行正常，负荷在(　　)％额定负荷以上，排汽装置真空正常。170.主汽门及调速汽门活动试验应降低负荷到(　　)％以下额定负荷，切为顺阀控制方式，汽轮机综合阀位小于(　　)。171.气开或气关式调门应进行断气试验，气开式阀门应在关断气源后阀门(　　)。172.燃油泄漏试验时，燃油母管供油阀打开，60秒内燃油母管充油至(　　)MPa，否则将发“充油失败”报警。173.BF方式是锅炉主控在自动，汽机主控在手动，主蒸汽压力由(　　)控制，汽机调门由DEH独立控制，机侧控制负荷。174.无论是主汽门严密性试验还是调门严密性试验，由于未试验的阀门在全开位置，因此试验结束后，为保证安全运行，防止汽轮机超速，必须(　　)。175.ETS(　　)是(　　)的简称。176.跳闸试验块工作共有4个试验块，1个(　　)试验块，1个(　　)试验块和2个(　　)试验块。177.汽机跳闸块安装在汽机的前箱附近，块上共有6个电磁阀，2个OPC电磁阀是220VDC供电，(　　)电磁阀；4个AST电磁阀是220VDC供电，(　　)电磁阀。正常情况下，AST电磁阀是(　　)电结构。178.炉膛压力高二值为(　　)mm，延时3SMFT,高三值为(　　)mm，无延时跳送风机。179.炉膛总风量低于(　　)t/h时无延时MFT。180.发电机并网不成功时，应先断开(　　)，退出励磁检查，以防(　　)。181.锅炉汽包水位高三值MFT动作联跳汽轮机，通过(　　)保护动作联跳发电机。182.发电机主保护动作，联跳汽轮机,机组负荷大于(　　)时，锅炉MFT动作。183.当机组任一主保护装置失灵时，(　　)。184.测量发电机转子回路绝缘时，应断开灭磁开关、起励电源开关、(　　)和(　　)。185.发电机升压时应注意监视(　　)和(　　)的变化，发现异常立即将励磁开关断开。186.主机润滑油系统投入时，油温低于(　　)℃，应投入油箱电加热。187.投入高中压缸汽封时，调整高压轴封减温水调整门开度，保证高压轴封进汽温度与轴封套温差小于(　　)℃。188.机组启动中，高旁后温度低于(　　)℃时不得投入减温水，当温度超过(　　)℃时，高旁减压阀自动关闭，否则手动关闭。189.机组启动中，当背压高于(　　)KPa或排汽温度大于(　　)℃时，低旁减压阀自动关闭。190.汽轮机超速试验时，必须带(　　)额定负荷运行(　　)个小时以上，才允许进行。191.两个相临的加热器解列时，机组负荷不超过(　　)MW。

5.发电机过励磁(　　)原因有哪些？1）机组突然大幅度甩负荷；2）系统低周波运行；3）发变组解列后，汽轮机跳闸，励磁开关未断开；6.发电机过励磁(　　)处理方法有哪些？：1）励磁调节器V/F过激磁报警时，若电压过高应适当降低发电机电压；若系统频率偏低应汇报调度，要求及时恢复频率至正常。过激磁过程中应注意主变有无异常情况发生。2）当V/F保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、高厂变、脱硫变、励磁系统有无异常现象。3）发变组并网时汽机升至额定转速后再投入励磁、升压，以防过激磁保护动作。7.发电机失磁现象有哪些？1）转子电流指示到零或在零值附近摆动；2）无功指示为负；3）有功功率较正常数值低；4）功率因数比正常数值低；5）定子电压指示降低，定子电流指示大幅度升高，并可能摆动；6）转子转速超过额定值；7）失磁保护信号报警，失磁保护动作。8.发电机失磁如何处理？1）若失磁保护动作跳闸，对励磁系统进行检查；2）若失磁保护拒动，应紧停发变组。9.逆功率现象有哪些？1）有功负荷指示为负值；2）定子电流指示下降；3）无功指示升高；4）定子电压和转子电流指示正常；10.逆功率如何处理？1）若判明是误关主汽门或调速汽门，在汽机无异常情况时，逆功率保护未动作可手动开启主汽门或调速汽门；2）若汽机跳闸，逆功率动作跳发变组，若在规定的时间没有动作跳闸，则应迅速手动解列发变组。11.发电机定冷水系统故障现象有哪些？1）“定冷水温度高或低”、“定冷水差压低”或“定冷水导电度大”报警；2）定子线圈温度异常升高；3）定冷水压力异常；4）定子线棒出水温度差值大；5）定子线棒温度差值大。

5）水泵发生严重汽化；6）威胁人身安全。28.紧急停机步骤有哪些？1）按下“小机跳闸”按钮或就地手动打闸；2）检查主汽阀及调汽阀关闭，转速下降，电动给水泵自启，否则手动启动；3）给水泵汽轮机转速到800r/min时，顶轴油泵自起；给水泵汽轮机转速到500r/min时，可启动两台交流润滑油泵，投入盘车装置；盘车装置自动投入，盘车转速＞120r/min；4）完成正常停机的其它操作。29.正常运行中高加的投入步骤1）按高加投运前要求检查高加汽水侧；2）关闭高加系统汽、水侧的所有放水门；3）打开高加水侧排空气门；4）开启高加注水门向高加注水，高加排空气门见水后关闭；5）注水期间注意观察各高加水位的变化，并判定高加是否泄漏(　　)。6）确认高加无泄漏，并且水侧压力与母管压力一致时，开启高加出口门、入口三通门，关闭注水门；30.投入高加汽侧步骤有哪些？1）确认1～3段抽汽逆止门前后疏水门开启，且疏水已尽后，打开1～3段抽汽逆止门；2）依抽汽压力由低到高打开1～3段抽汽电动门的旁路门，汽侧预暖30min。3）打开各高加启动排空气手动门；4）依压力由低到高缓慢开启高加进汽电动门，控制高加给水温升不大于1℃/分钟，逐渐开大高加进汽电动门；5）当#3高加进汽压力高于除氧器压力0.2MPa以上时，将高加疏水倒至除氧器，关闭高加启动排空气手动门，开启高加正常排空气门，高加水位稳定后，把各高加的疏水调整门及事故疏水门投入自动；6）高加进汽电动门全开后，关闭1～3段抽汽电动门的旁路门及抽汽管道的疏水门；7）检查高加水位及各疏水调整门自动调整正常。31.高加投、停原则是什么？1）先投水侧，后投汽侧；先停汽侧，后停水侧；水位过高及事故情况下，汽、水侧同时解列；2）高加投入时，按抽汽压力由低到高依次投入，每台高加汽侧投入时应打开进汽门的旁路门进行预暖，然后逐步全开进汽门；3）高加汽侧停用时，依压力由高到低逐台停运，进汽电动门逐步关闭。32.高加水位保护值有哪些？#1高加#2高加#3高加

43.除氧器含氧量大原因及处理是什么？1）除氧器供汽量不足，压力低，水温低，应增加进汽量或减少凝结水量。2）凝结水含氧量超标，应检查负压系统，查找原因并处理。3）排氧门开度过小，应开大，调整含氧量合格。4）除氧器内部设备损坏，应联系停机处理。44.发电机定子出水温度高现象有哪些？1）定子出水温度高。2）发出“定子线圈出水温度高”报警。3）定子线圈温度普遍升高。45.发电机定子出水温度高如何处理？1）检查定子线圈进水温度、压力、流量正常；2）如进水温度高，应检查定冷器开式冷却水是否正常；3）如定冷器出口滤网前后压差超限，切换备用滤网运行；4）如进水压力低，则按9.5.2处理；5）如进水温度、压力正常，可在不超过最大允许工作压力的条件下，提高定子线圈进水压力，增加冷却水流量；6）如定子出水温度高于额定值(　　)，汇报值长，降低发电机负荷；7）如定子出水温度达90℃，汇报值长，故障停机。46.定冷箱水位低现象有哪些？1）定冷箱就地水位计显示低。2）发出“定冷箱水位低”报警信号。47.定冷箱水位低如何处理？1）立即开启定冷箱补水旁路门和离子交换器旁路门，向定冷箱补水，维持水位正常；2）检查定冷补水电磁阀是否失灵，通知热工处理；3）检查定冷水系统是否泄漏，如因定冷器或管道泄漏引起，迅速隔绝故障点；如因放水门误开则设法将其关闭；4）如离子交换器出口滤网堵塞，隔绝停用离子交换器；5）如果补水水源中断，立即查明中断原因，设法迅速恢复；6）注意检查除盐水母管压力、定冷泵运行正常。48.定冷系统压力低现象有哪些？1）定子线圈进、出水压差低，并发出“定子水流量低”报警信号。2）定子线圈进水压力指示下降。3）定冷水出水温度及定子线圈温度升高。

56.什么是机炉电大连锁保护？机电炉大联锁保护是指汽轮机跳闸，通过逆功率保护动作联跳发电机，联动锅炉MFT(　　)。锅炉MFT动作联跳汽轮机，通过逆功率保护动作联跳发电机。发电机主保护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。57.A、B、C级检修后启动前试验项目有哪些？58.电动门、气动门传动试验。1)主、辅机热工逻辑、联锁、保护试验。2)DEH静态传动试验。3)辅助设备试运。4)电气保护传动试验。5)机、电、炉大联锁联动试验。59.汽轮机冲转前准备有哪些？1)主汽温度大于阀室金属温度50℃，在DEH画面点击阀门预暖按钮，进行。2)检查励磁碳刷完整，全部碳刷接触良好.3)合入励磁系统所有控制及辅助电源开关。4)确认励磁柜无异常报警。5)确认励磁开关处于“分”位。60.汽轮机冲转前应该具备哪些条件1)冲转参数符合要求，水汽质量符合标准2)连续盘车8小时以上。3)转子偏心度不大于原始值的0.02mm。4)胀差在允许范围内。5)凝汽器背压低于36kPa。6)润滑油温在35～38℃之间。7)高压内缸上下缸温差小于35℃。8)高、中压缸上下缸温差小于50℃。61.发电机并列的条件是什么？1)发电机与系统频率基本相同，最大偏差不超过0.2HZ。2)发电机与系统电压相等，最大偏差不超过5%。3)发电机与系统相位相同、相序一致。62.汽机升负荷过程中注意事项有哪些？1)如高中压缸正胀差增加较快、轴振动增大时，应减慢升温、升压、升负荷速度，待参数稳定后继续升负荷。2)机组升负荷过程中，加强对发电机氢气压力、温度、发电机定子线圈温度、定冷水压力、温度的监视调整。

69.事故处理的原则是什么？事故发生时，应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。70.汽机紧急停机条件(　　)的条件是什么？1)汽轮机发生水冲击。2)机组内部有明显的金属撞击声。3)任一轴承断油、冒烟。4)轴封磨擦冒火时。5)任一轴承润滑油压低于规定值，无法恢复。6)主油箱油位下降经补油无效，降至-300mm以下。7)机组油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。8)发电机着火或氢气系统发生爆炸。9)密封油中断，发电机密封瓦处大量漏氢，无法维持机组运行。10)任一轴振达0.25mm时。71.机故障停机的条件有哪些？1)主、再热蒸汽温度超过规定值。2)主、再热汽温在10分钟内急剧下降50℃。3)主再热汽水管道破裂，威胁人身、设备安全时。4)汽轮机连续无蒸汽运行超过1分钟。5)排汽缸温度大于90℃，经处理无效，继续上升至121℃时；6)控制系统故障，致使一些重要参数无法监控。7)汽、水品质严重不合格，达到规定停机数值时。8)机组运行参数达到保护动作值而保护拒动。72.锅炉紧急停运条件有哪些？1)锅炉达到MFT动作条件，MFT保护拒动。2)锅炉承压部件、受热面管子和管道爆破无法维持运行。3)所有汽包水位计损坏，无法监视汽包水位。4)锅炉主、再热汽压力升高超过设定值，安全阀拒动。5)汽包、主、再热蒸汽安全阀动作后不回座。6)尾部烟道发生二次燃烧或排烟温度超过250℃。7)炉墙发生裂缝或钢架、钢梁烧红。8)所有DCS画面黑屏或DCS控制系统失灵，不能监视运行参数时。73.发电机紧急停运条件有哪些？1)汽轮机打闸后，逆功率保护拒动。2)发电机内有摩擦、撞击声，振动超过允许值。3)机组内部冒烟、着火、爆炸。4)发电机各部温度异常升高，经处理无效，超过极限值时。5)发电机定子线圈漏水，并伴有定子接地。

6)发电机互感器冒烟、着火、爆炸。7)作用于解列停机的保护拒动时。8)发变组出口开关以外发生短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。9)发电机碳刷打火严重，经处理无效已形成环火时。10)发生直接威胁人身安全的紧急情况。74.汽机在哪些条件下应申请停机？1)主汽、再热汽温度、压力异常，在规定时限内仍无法恢复正常，危急汽轮机安全运行时。2)主要辅助设备故障无法维持主机运行时。3)汽轮机调节保安系统故障无法维持机组正常运行。4)高中压主汽门、调汽门卡涩无法活动时。5)机组各汽水管道发生泄漏，但可短时维持运行时。6)发生其它故障，威胁机组安全运行时。75.锅炉在哪些条件下应申请停炉？1)受热面管子泄漏，危及邻近管子安全。2)受热面管子壁温超过材料允许值，经调整无效。3)给水、炉水、蒸汽品质恶化，经调整无效。4)安全阀动作不回座，采取措施无效。5)严重结焦、堵灰，不能维持运行。6)电除尘、脱硫装置故障不能正常投运。7)除灰(　　)系统故障短时无法恢复。76.发电机在哪些条件下申请停机？1)转子匝间短路严重，转子电流达到额定值，无功仍然很小。2)发电机定子线棒最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时，应查明原因并加强监视。此时可以降低负荷。经采取措施无效且确认测温元件无误后，一旦定子线棒温差达14℃或定子线棒引水管出水温差达12℃时，或发电机任一定子槽内测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，，应立即停机。3)发变组系统主变、发电机、高厂变任一元件无主保护运行时；4)发变组系统发生CT开路、PT过热等性质严重故障运行中无法处理时。5)发电机本体漏氢严重机组无法维持正常运行时；6)定子冷却水箱上部氢气含量快速增加，氢含量超过限值时。7)转子一点稳定接地经处理无效时。8)发电机内部定子冷却水系统泄漏时。9)发生其它威胁发电机安全运行的严重故障经处理无效时。77.厂用电全部中断的现象是什么?1)交流照明消失，事故照明灯亮。2)锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列，光字牌报警。3)厂用母线电压降到零。

78.厂用电部分中断的现象是什么？1)故障段母线电压指示为零。2)故障段进线电流到零。3)故障段上低电压保护投入的设备跳闸，其备用设备联启。79.DCS系统失灵、热工保护拒动时应重点做好哪些措施？1)防止汽机进水、进冷气的措施2)防止汽机超速的措施3)防止汽机断油烧瓦的措施4)防止锅炉灭火放炮的措施80.汽轮机油系统着火如何处理？1)汽轮机油系统着火应用干式灭火器、1211灭火器，石棉布灭火，但不准用水和砂子(　　)当火势不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，应破坏真空紧急停机。2)火势威胁主油箱或油系统时，应设法阻止火势蔓延至油系统，在破坏真空紧急停机的同时，开启主油箱事故放油门，转子静止前，要维持润滑油泵运行，保证轴承润滑油供给。3)油系统着火威胁到发电机氢系统时，在破坏真空紧急停机的同时，发电机进行事故排氢。33.电动机着火如何处理？1)立即断开电源。2)可用四氯化碳、二氧化碳、1211灭火器灭火，不得使用砂子和泡沫灭火器灭火，必要时可用水灭火。81.四管泄漏的现象是什么？1)锅炉“四管”检测装置报警。2)锅炉泄漏处有明显的泄漏响声,不严密处向炉外喷烟或蒸汽。3)炉膛及烟道负压减小或变正，摆动幅度较大。4)空预器后的烟气温度偏差增大，引风机负荷增大。5)锅炉给水流量大于蒸汽流量。6)漏泄严重时，机组负荷下降，有可能引起炉膛灭火。35.汽轮机水冲击现象有哪些？1)汽缸及转子金属温度突然下降，汽轮机上下缸温差明显增大，汽轮机声音异常，振动增大。2)胀差、轴向位移有明显变化，推力瓦温度及回油温度升高。3)高中压主汽门、调汽门、汽轮机轴封、汽缸结合面等处冒出白汽。4)加热器满水，抽汽管道发生水冲击或产生振动，管道上下壁温差明显增大。5)主汽、再热汽温度可能突降，管道伴有振动。82.汽轮机水冲击的原因有哪些？1)主、再热蒸汽温度调整不当，急剧下降。2)汽包水位控制不当，造成汽包满水。

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