电厂设备运行题库

电厂设备运行题库 一 填空题: 1. 管道外部加保温层的目的是(增加)管道的热阻，(减少)热量的传递。 2. 换热分为三种基本形式，即:(传导)、(对流)和(热辐射)。 3. 一般情况下，液体的对流放热系数比气体的(高)，同一种液体，强迫流动放热比自由流动放热(强烈)。 4. 水蒸汽凝结放热时，其温度(保持不变)，放热是通过蒸汽的凝结放出的(汽化潜热)而传递热量的。 5.TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机(振动)、(串轴)、(胀差)等起到监测显示作用。 6.按传热方式不同，回热加热器可分为(表面式)和(混合式)种。 7(备用冷油器的进油门(关闭)，出口油门(开启)，冷却水入口门(关闭)，出口门(开启)。 8(泵的汽蚀余量分为(有效汽蚀余量)、(必须汽蚀余量)。 9(叶片式泵按其作用原理不同可分为(离心泵) 、(轴流泵)、(混流泵)。 10.表面式凝汽器主要由(外壳)、(水室端盖)、(管板)、以及(冷却水管)组成。 11.采用给水回热循环，减少了凝汽器的(冷源损失)。 12.真空泵的作用是机组在启动时(建立)真空以及在运行中抽除从真空系统不严密处漏入的空气和(未凝结的蒸汽)，以(维持)凝汽器的真空。 13.初压力越(高)，采用变压运行经济性越明显。 14.除氧器按运行方式不同可分为(定压运行)、(滑压运行)。 15.除氧器满水会引起(除氧器振动)，严重的能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机(水冲击)。 16.除氧器水位高，可以通过(事故放水门)放水，除氧器水位低到规定值联跳(给水泵)。 17.除氧器为混合式加热器，单元制发电机组除氧器一般采用(滑压运行)。 18.除氧器在滑压运行时易出现(自生沸腾)和(返氧现象)。 19.除氧器在运行中，由于(机组负荷)、(蒸汽压力)、(进水温度)、(水位变化)都会影响除氧效果。 20.除氧器在运行中主要监视(压力)、(水位)、(温度)、(溶氧量)。 21.机组的高压加热器因故不能投入运行时，机组应相应(降低)出力。 22.机组超速试验应在机组带(25%)负荷以上运行至少(3)h后进行，以确保转子金属温度达到转子(脆性转变温度)以上。 22.机组充氢一般采用(中间介质置换法)，本厂采用的是(二氧化碳)或(氮气)作为中间介质。 23汽轮机停机有正常停机和(事故停机)，其中正常停机方式(滑参数停机)和(额定参数停机)两种，机组需要大修停机时，应采用(滑参数)停机方式。 24.当给水泵冷态启动一般采用(正暖)的暖泵方式。 25.当离心泵的叶轮尺寸不变时，水泵的流量与转速(一)次方成正比，扬程与转速(二)次方成正比。 26.当任一跳机保护动作后，汽机主汽门和调门将(迅速关闭)、停止机组运行。 27.对于倒转的给水泵，严禁关闭(入口门)，以防(给水泵低压侧)爆破，同时严禁重合开关。 28.对于一种确定的汽轮机，其转子汽缸热应力的大小主要取决于(转子或汽缸内温度分布)。 29.发电机组甩负荷后，蒸汽压力(升高)，锅炉水位(瞬间下降)，汽轮机转子相对膨胀产生(负)胀差。 30.发现给水泵油压降低时，要检查(油滤网是否堵塞)、冷油器或管路是否漏泄、(过压阀是否失灵)、油泵是否故障等。 31.高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位(升高)、给水温度(降低)，汽侧压力(升高)，汽侧安全门动作等。 32.高压加热器水位(调整)和(保护)装置应定期进行试验，以防止加热器进汽管返水至汽轮机。 33.高压加热器水位保护动作后，(进口电动三通阀)关闭后，高加(出口电动门)关闭 ，将水侧切到旁路。 34.高压加热器运行工作包括(启停操作)、运行监督、(事故处理)、停用后防腐四方面。 。 35.高压加热器投入运行时，一般应控制给水温升率不超过(3)?/min36.给水泵泵组的前置泵的作用是(提高给水泵入口压力)，防止(给水泵汽蚀)。 37.给水泵启动后，当流量达到(325T/H)时再循环门自动关闭;停运过程中，流量达(148T/H)再循环打开。 38.给水泵的作用是向锅炉提供足够(压力)、(流量)和(相当温度)的给水。 39.给水泵汽化的原因有:除氧器内部压力(低)，使给水泵入口温度(高于)运行压力下的饱和温度而汽化;除氧器水位(低)，给水泵入口(压力低);给水流量小于(最低流量)，未及时开启再循环门等。 40.给水泵严重汽化的象征:入口管内发生不正常的(冲击)，出口压力(下降)并摆动，电机电流(下降并摆动)，给水流量(摆动)。 41.给水管路没有水压形成的时候，电动给水泵启动前要(关闭)泵的出口门及出口旁路门、中间抽头门，开启(再循环门)。 42.工质在管内流动时，由于通道截面突然缩小，使工质的压力(降低)，这种现象称为(节流)。 43.滑参数停机过程中严禁做汽机超速试验以防(蒸汽带水)，引起汽轮机水击。 44.滑参数停机时，一般调节级处蒸汽温度应低于该处金属温度(20—50)?为宜。 45.滑停过程中主汽温度下降速度不大于(1-1.5)?/min。 46.滑压运行的除氧器变工况时，除氧器(水温)变化滞后于(压力)变化。 47.回热循环的热效率，随着回热级数的增加而(增加)。 48.火力发电厂典型的热力过程有(等温过程)、(等压过程)、(等容过程)和(绝热过程)。 49.火力发电厂中的汽轮机是将(热能)转变为(机械能)的设备。 50.汽轮机高压或中压转子金属温度低于(121)?时，称为冷态启动。 51.汽轮机高压或中压转子金属温度高于(121)?称为热态启动。 52.机组热态启动时，蒸汽温度应高于汽缸金属温度(50--100)?。 53.机组甩去全负荷，调节系统应能保证转速在(危急保安器动作转速)以下。 54.机组运行中，发现窜轴增加时，应对汽轮机进行(全面检查)，倾听(内部声音)、测量(轴承振动)。 55.机组正常运行时，凝汽器的真空靠(排汽凝结成水，体积缩小)形成的。 56.加热器投入的原则:按抽汽压力(由低到高)，先投(水侧)，后投(汽侧)。 57.加热器泄漏会使(端差升高)、(出口水温下降)、(汽侧水位高)、(抽汽管道冲击)。 58.加热器一般把传热面分为(蒸汽冷却段)、(凝结段)、(疏水冷却段)三部分。 59.胶球清洗系统的作用是清除凝汽器冷却水管内壁的污垢，提高(换热效率)。 60.节流过程可以认为是(绝热)过程。 61.冷却水塔是通过(空气和水接触)进行热量传递的。 62.循环水温升是循环水在凝汽器中(吸)热后其温度(上升)的数值。 63.离心泵不允许带负荷启动，否则(启动电流大)将损坏设备。 64.离心泵一般(闭)阀启动，轴流泵(开)阀启动。 65.密封油的主要作用是(密封氢气),同时起到(润滑)，(冷却)作用。 66.密封油压、氢压、内冷水压三者的关系为(密封油压),(氢压),(内冷水压)。 67.凝结水泵安装位置有一定的倒灌高度，其目的是为了防止凝结水泵(汽化)。 68.凝结水泵的轴端密封采用(凝结)水密封。 69.凝结水泵的轴封处需连续供给(密封水)，防止空气漏入泵内。 70.凝结水含氧量应小于(30)微克/升，锅炉给水含氧量应小于(7)微克/升。 71.凝结水再循环管应接在凝汽器的(上部) 72.凝汽器抽真空前，禁止有(疏水)进入凝汽器。 73.凝汽器的最佳真空是(提高真空使发电机组增加的电功率与增加冷却水量使循环泵多耗的电功率之间的差值最大的真空)。 74.凝汽器排汽压力下的饱和温度与冷却水出口温度之差称为(凝汽器端差)。 75.凝汽器冷却水管结垢，将使循环水升温(减小)，造成凝汽器端差(增大)。 76.凝汽器水质恶化的可能是因为(凝汽器钢管胀口不严)、(钢管漏泄)等原因。 77.凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值称为(冷却倍率)。 78.凝汽器循环水量减少时表现为同一负荷下凝汽器循环水温升(增大)。 79.凝汽器压力降低，汽轮机排汽温度(降低)，冷源损失(减少)，循环热效率(提高)。 80.凝汽器真空降低时，容易过负荷的级段为(末级叶片)。 81.暖管的目的是(均匀加热低温管道)，逐渐将管道的金属温度提高到接近于启动时的(蒸汽温度)，防止产生过大的(热应力)。 82.机组启动前转子(弹性热弯曲)超过额定值时，应先消除转子的热弯曲，一般 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 是(连续盘车)。 83.机组启停时汽缸和转子的热应力、热变形、胀差与蒸汽的(温升率)有关。 84.汽机处于静止状态，严禁向(汽机轴封)供汽。 85.汽机冷态启动时一般控制升速率为(100--150)r/min。 86.汽机启动按进汽方式分可分为(高、中压缸联合启动)、(中缸启动)。 87.汽机启动按主汽参数可分为(额定参数启动)、(滑参数启动)。 88.汽机疏水系统作用是(疏走设备内的存水)，防止(发生水冲击)，尽快提高汽温。 89.汽机转子冲动时，真空一般在86kPa以上，若真空太低，易引起(排汽缸大气安全门)动作，若真空过高使汽轮机(进汽量减少)，对暖机不利。 90.汽轮发电机负荷不变、循环水入口水温不变，循环水流量增加，排汽温度(下降)，凝汽器真空(升高)。 91.汽轮发电机组每发1KWh所耗热量称(热耗率)。 92.汽轮机变工况运行时，各中间级压比基本不变，故中间级焓降(不变)。 93.汽轮机的启动过程是将转子由(静止或盘车)状态加速至(额定转速)、(并网)、(带额定负荷)等几个阶段。 94.汽轮机低压缸喷水装置的作用是(降低排汽缸)温度。 95汽轮机调节系统的任务是:在外界(负荷)与机组(功率)相适应时，保持机组稳定运行，当外界(负荷)变化时，机组转速发生相应变化，调节系统相应地改变机组的(功率)使之与外界(负荷)相适应。 96.汽轮机调节系统由(转速感受机构)、(传动放大机构)、(执行机构)和(反馈机构)等四部分。 97.汽轮机发生水冲击的原因:锅炉(满水)或蒸汽(大量带水)，暖管疏水不充分，高压加热器(钢管泄漏)而保护装置未动作，抽汽逆止门不严等。 98.汽轮机负荷不变，真空下降，轴向推力(增加)。 99.汽轮机内有(清晰)的金属摩擦声，应紧急停机。 100.汽轮机凝汽器的钢管结垢，将使循环水出口、入口温差(减小)，造成凝汽器的端差(增大)。 101.汽轮机高、中压外缸上、下缸温差超过(42?)以及高、中压内缸上、下缸温差超过(35?)时，(禁止)汽轮机启动。 102.汽轮机上下缸最大温差通常出现在(调节级))处，汽轮机转子的最大弯曲部位在(调节级)附近。 103.汽轮机停机包括从带负荷状态减去(全部负荷)，解列(发电机)、切断汽机进汽到转子(静止)，进入(盘车)状态。 104.汽轮机在进行负荷调节方式切换时，应特别注意(高、中压缸)温度变化。 105.汽轮机真空严密性试验应(每月)进行一次，试验时将真空泵入口气动门(关闭)，注意真空降低数值，一般试验8分钟，试验结束后将真空泵入口气动门(开启)。 106.汽轮机正常停机时，在打闸后，应检查(有功功率)是否到零，(千瓦时表)停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用(逆功率保护动作)解列。严禁带负荷解列以防超速。 107.汽轮机轴承分为(推力轴承)和(支持轴承)两大类。 108.我厂汽轮机轴向推力的平衡方法有(开设平衡孔)、(采用平衡活塞)、(蒸汽反向流动布置)和(采用推力轴承)。 109.汽轮机主蒸汽温度在10min内下降(50)?时应打闸停机。 110.汽轮机转子在离心力作用下变粗，变短，该现象称作(回转效应)或(泊桑效应)。 111.我厂汽轮机纵销的中心线与横销的中心线的交点为(汽缸的膨胀死点)。 112.我厂汽轮机组的高中压缸采用双层缸结构，在夹层中通入(压力和温度)较低的蒸汽，以减小多层汽缸的(内外温差)和(热应力)。 113.氢冷发电机充氢后在运行中，机内氢纯度应达到(96%)以上，气体混合物中的氧量不超过(2%)。 114.热力除氧必须将给水加热到(饱和温度)。 115.机组启动冲转前，应连续盘车(4)小时以上。 116.热态启动时，除在600r/min左右停留进行必要的(听音检查)外，应迅速以(200--300)r/min的升速率，升转速至额定转速并立即并网带负荷至相应目标值水平，防止机组启动过程受冷却。 117.热态启动时由于汽轮机升速较快、且不需暖机，这时要特别注意润滑油温不得低于(38)?。 118.热态启动先送汽封，后抽真空，主要防止(汽封段轴颈骤冷)。 119.容积式真空泵一般分为(液环式)和(离心式)两种。 120.若给工质加入热量，则工质熵(增加)。若从工质放出热量，则工质熵(减小)。 121.若循环水泵在出口门全开的情况下停运，系统内的水会倒流入泵内，引起水泵(倒转)，机组真空(急剧下降)，因此必须禁止出口门全开的情况下停泵。 122.水泵的主要性能参数有(流量)、扬程、(转速)、功率、(效率)、比转速、(汽蚀余量)。 123.水泵在运行中出口水量不足可能是(进口滤网堵塞)、(出入口阀门开度过小)、(泵入口或叶轮内有杂物)、吸入池内水位过低。 124.提高机组(初参数)，降低机组(终参数)可以提高机组的经济性。 125.同步发电机频率与转速和极对数的关系式为(f=P•n/60)。 126.机组冲转时不得在(临界转速)附近暖机和停留，我厂机组中速暖机为(2450RPM)。 127.为防止甩负荷时，加热器内的汽水返流回汽缸，一般在抽气管道上装设(逆止门)。 128.为防止水内冷发电机因断水引起定子绕组(超温)而损坏，所装设的保护叫(断水保护)。 129.为防止叶片断裂，禁止汽轮机过负荷运行，特别要防止在(低) 频率下过负荷运行。 130.为了保证氢冷发电机的氢气不从侧端盖与轴之间(逸出)，运行中要保持密封瓦的油压(大于)氢压。 131.为了保证疏水畅通，同一疏水联箱上的疏水要按照压力等级依次排列，(压力低)的疏水靠近疏水联箱出口。 132.为了确保汽轮机的安全运行，新装机组或大修后的机组必须进行(超速试验)，以检查危急保安器的动作转速是否在规定范围内。 133.为了提高凝结水泵的抗汽蚀性能，常在第一级叶轮入口加装(诱导轮)。 134.循环水泵出力不足的原因主要有(吸入侧有异物)、叶轮破损、转速低、(吸入 (发生汽蚀)、出口门调整不当。 空气)、 135.我厂循环水泵为(混流泵)，其特点是(流量大)、(扬程低)。 136.循环水泵正常运行中应检查(电机电流)、(入口水位)、(出口压力)、(轴承温度)、电机线圈温度、循环泵的振动。 137.循环水泵主要用来向汽机的(凝汽器)提供冷却水，冷却(汽机排汽)。 138.循环水中断，会造成(真空)急剧下降，机组停运。 139.汽轮机凝结水过冷度要求在(2?)以下。 140.采用中间再热循环可提高蒸汽的终(干度)，使低压缸的蒸汽(湿度)保证在允许范围内。 141.在泵壳与泵轴之间设置密封装置，是为了防止(泵内水外漏)或(空气进入泵内)。 142.在冲转并网后加负荷时，在低负荷阶段。若出现较大的胀差和温差，应停止(升温升压)，应(保持暖机)。 143.在汽轮机的启停过程中，采用控制蒸汽的(温升率)的方法能使金属部件的(热应力)、(热变形)及转子与汽缸之间(胀差)维持在允许范围内。 144.造成火力发电厂效率低的主要原因是(汽轮机排汽热损失). 145.真空系统的检漏方法有蜡烛火焰法、(汽侧灌水试验法)、(氦气检漏仪法)，但我厂发电机为氢冷，所以不采用蜡烛火焰法。 146.真空严密性试验应在负荷稳定在(80%)额定负荷以上，真空不低于90Kpa的情况下进行。平均每分钟真空下降值不大于(399Pa)为合格。 147.直流电源主要作为发电机组的(保护)、(控制)、(调节)和信号的电源。 148.中速暖机目的在于防止材料(脆性破坏)，防止产生过大的(热应力)。 149.轴流泵的闭阀启动是指(主泵与出口门)同时开启。 150.轴流泵的开阀启动是指在泵启动前(提前将出口门开启到一定位置)，待启动主泵后再(全开出口门)。 151.轴流泵的启动可采用(闭阀)启动和(开阀)启动两种方式。 152.轴流泵在带负荷条件下启动，即(全开出口门)启动，此时(轴功率)最小，不会因过载而烧毁电机。 153.主蒸汽压力和凝汽器真空不变时，主蒸汽温度升高，机内做功能力(增强)，循环热效率(增加)。 154.转速超过危急保安器(动作)转速，而保护未动作，应执行紧急停机。 155.机组停运过程中，当转子静止后立即投入(盘车)，当汽缸金属温度降至(150)?以下停盘车。 156.转子升速时，在一阶监界转速以下，瓦振达(0.03)mm时或过监界转速时，瓦振超过(0.1)mm时，应打闸停机。 157.凝汽器水位升高淹没铜管时，将使凝结水(过冷度增大)，(真空降低)。 158.汽轮机转子发生低温脆性断裂事故的必要和充分条件有两个:一是 在低于(脆性转变温度)以下工作，二是具有(临界应力)或临界裂纹。 159.汽轮机叶顶围带主要的三个作用是增加(叶片刚度)、调整(叶片频率)、防止(级间漏汽)。 160.主汽阀带有预启阀，其作用是降低(阀碟前后压差)和机组启动时控制(转速)和(初负荷)。 161.汽机油循环倍率是指1 小时内在油系统中的循环次数，一般要求油的循环倍率在(8—10 )的范围内。 162.加热器的端差是指(蒸汽饱和温度)与加热器(出水温度)之间的差值。 163.汽轮机热态启动时，润滑油温不得低于( 38 )?。 164.除氧器排氧门开度大小应以保证含氧量( 合格 )而( 微量 )冒汽为原则。 165.强迫振动的主要特征是(主频率与转子的转速一致或成两倍频 )。 166.当汽轮机膨胀受阻时，汽轮机转子的振幅随(负荷 )的增加而增加。 167.汽轮机负荷摆动值与调速系统的迟缓率成( 正 )比。 168.汽轮机在停机惰走降速阶段，由于(鼓风作用)和(泊桑效应)，低压转子的胀差会出现( 正向突增 )。 169.汽轮机的胀差保护应在( 冲转前)投入;汽轮机的低油压保护应在(盘车前)投入;轴向位移保护应在(冲转前)。 170.运行中发生甩负荷时，转子表面将产生(拉)应力，差胀将出现(负值增大)。 171.汽轮机的进汽方式主要有(节流进汽)、(喷嘴进汽)两种。 172.运行中发现凝结水泵电流摆动，出水压力波动，可能原因是(凝泵汽蚀 )、凝汽器水位过低，入口滤网堵塞等。 173.当汽轮机排汽温度达79度时应(自动开启低压缸喷水)，当排汽温度超过121度时应(打闸停机)。 174.汽轮机的凝汽设备一般由凝汽器、(循环水泵)、(真空泵)、凝结水泵等主要部件以及它们之间的连接管道和附件组成。 175.运行中汽机发生水冲击时，则推力瓦温度(升高)，轴向位移(增大)，相对胀差负值(增大)。 176.惰走时间是指(发电机解列后，从主汽门和调门关闭起到转子完全静止的这段时间)，如果发现惰走时间显著增加，则说明是(主、再热蒸汽管道阀门或抽汽逆止门关不严)所致。惰走时间过短说明(汽轮机内部产生摩擦)。 177.有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400—600?，该表的允许误差是(?1?)。 178.汽轮机调速系统的任务:一是及时调节(汽轮机功率)，以满足用户耗电量的需要;二是保持汽轮机的转速在额定转速的范围内，从而使发电机转速维持在(3000rpm)。 179.在机组冷态启动过程中，当高加随机启动时，发现高压胀差增长较快，你的处理应是(适当关小一段抽汽电动门，提高高压外缸的温度)。 180.运行中发现汽轮机油系统压力降低，油量减少、主油泵声音不正常，则可断定是发生了(主油泵故障)，处理是立即启动(主机交流润滑油泵)和(高压密封备用油泵)，申请(停机)。 181.危急保安器充油试验的目的是保证超速保安器飞锤动作的(可靠性和正确性)。 182.300MW机组汽轮机启动中，当转速接近(2800 r/min)左右时，应注意调速系统动作是否正常。 183.某值班员在运行中发现氢恻密封油泵出口油压升高、密封瓦入口油压降低，判断是发生了(滤油网堵塞、管路堵塞或批平衡阀失灵)。 184.对中间再热机组各级回热分配，一般是增大高压缸排汽的抽汽，降低再热后第一级抽汽的压力，这样做的目的是(减少给水回热加热过程中不可逆损失)。 185.机组带部分负荷运行,为提高经济性,要求(部分 )进汽,即(顺序阀 )控制方式。 186.(热效率)是热力循环热经济性评价的主要指标。 187.流体在管道中的压力损失分(沿程压力损失)、(局部压力损失 )。 188.汽轮机在开停机过程中的三大热效应为热(应力 )、热(膨胀 )和热(变形)。 189.凝结器中水蒸汽向铜管外壁放热是有相变的(对流换热 )，铜管外壁传热是通过(导热 )进行,内壁是通过(对流换热 )向循环水传递热量。 190.朗肯循环的工作过程是:工质在锅炉中被(定压加热)汽化和(过热 )的过程;过热的蒸汽在汽轮机中(等熵膨胀作功 );作完功的乏汽排入凝汽器中(定压凝结 )放热，凝结水在给水泵中绝热(压缩)。 191.纯凝汽式发电厂的总效率为锅炉效率、管道效率、(汽轮机相对内效率)、(循环热效率)、机械效率、(发电机效率)等项局部效率的乘积。 192.在能量转换过程中，造成能量损失的真正原因是传热过程中(有温差传热)带来的不可逆损失。 193.汽轮机机械效率是汽轮机输给发电机的(轴端 )功率与汽轮机(内 )功率之比。 194.其它条件不变，提高朗肯循环的初温，则平均吸热温度(提高)，循环效率(提高)。 所谓配合参数，就是保证汽轮机(排汽湿度)不超过最大允许值所对应的蒸汽的(初温度)和(初压力)。 195.提高蒸汽初温度受(动力设备材料强度)的限制，提高蒸汽初压力受(汽轮机末级叶片最大允许湿度)的限制。 196.计算表明，中间再热对循环热效率的相对提高并不大，但对(汽轮机相对内效率)效率的提高却很显著。 197.蒸汽中间再热使每公斤蒸汽的作功能力(增大)，机组功率一定时，新蒸汽流量(减少)，同时再热后回热抽汽的(温度)和(焓值)提高，在给水温度一定时，二者均使回热抽汽量(减少)，冷源损失(增大)。 198.再热式汽轮机中低压级膨胀过程移向h-s图的(右上方)，再热后各级抽汽的(焓)和(过热度)增大，使加热器的(传热温差)增大，(不可逆热交换)损失增加。 199.再热机组旁路系统实际上是再热单元机组在机组(启)、(停)或(事故)情况下的一种(调节)和(保护)系统。 200.为了保证安全经济运行，必须把锅炉给水的含氧量控制在允许范围内，锅炉给水含氧量应(<7)μg/l )。 201.采用滑压运行除氧器应注意解决在汽轮机负荷突然增加时引起的(给水中含氧量增加)问题;在汽机负荷突然减少时引起的(给水泵入口汽化)问题。 202.给水回热后，一方面用汽轮机抽汽所具有的热量来提高(给水温度)，另一方面减少了蒸汽在(凝汽器)中的热损失。 203.当给水被加热至同一温度时，回热加热的级数(越多)，则循环效率的(提高越多)。这是因为抽汽段数(增多)时，能更充分地利用(压力)较低的抽汽而增大了抽汽的作功。 204.加热器疏水采用逐级自流形式，其优点是系统简单、运行可靠，但热经济性差。其原因是由于(高)一级压力加热器的疏水流入(较低)一级加热器中要(放出)热量，从而排挤了一部分(较低)压力的回热抽汽量。 205.为了避免高速给水泵的汽化，最常用的有效 措施 《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施 是在(给水泵)之前另设置(低转速前置泵)。 206.给水泵出口逆止门的作用是当给水泵停运时，防止压力水倒流入给水泵，使水泵(倒转并冲击低压管道及除氧器。)。 207.阀门按用途可分为以下几类:(关断)阀门、(调节)阀门、(保护)阀门。 208.调节阀门主要有(调节工质流量)和(压力)的作用。 209.保护阀门主要有(逆止阀)，(安全阀)及(快速关断)阀门等。 210.凝汽器冷却倍率可表示为(冷却水量)与(凝汽量)的比值，并与地区、季节、供水系统、凝汽器结构等因素有关。 211.汽轮机在做真空严密性试验时,真空下降速率(<=0.133kpa/min)为优,(<=0.266 kpa/min)为良,(<=0.399kpa/min)为合格. 212.在稳定状态下，汽轮机空载与满载的(转速)之差与(额定转速)之比称为汽轮机调节系统的速度变动率。 213.大功率汽轮机均装有危急保安器充油试验装置，该试验可在(空负荷)和(带负荷)时进行。 214.汽轮机调节系统中传动放大机构的输入是调速器送来的(位移)、(油压)或(油压变化)信号。 215.汽轮机的负荷摆动值与调速系统的迟缓率成(正比)，与调速系统的速度变动率成(反比)。 216.汽机的低油压保护应在(盘车)前投入。 217.汽轮机油系统着火蔓延至主油箱着火时，应立即(破坏真空)，紧急停机，并开启(事故放油门)，控制(放油速度)，使汽轮机静止后(油箱放完)，以免汽轮机(轴瓦磨损)。 218.汽轮机正常停机或减负荷时，转子表面受(热拉)应力，由于工作应力的叠加，使转子表面的合成拉应力(增大)。 219.汽轮机低油压联动，润滑油压低至0.08mpa时，联动(交流润滑油泵)，润滑油压低至0.075mpa时，联动(直流润滑油泵)，并手动停机，当润滑油压降至0.05mpa，保护动作，关闭(高中压主汽门)及(调速汽门);润滑油压低至0.03mpa时，(盘车)自动停止。 220.水蒸气凝结放热时，其(温度)保持不变，放热是通过蒸汽的凝结放出的(汽化潜热)而传递热量的。 221.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)。 222.主汽门、调速汽门严密性试验时，试验汽压不低于额定汽压的(50%) 223.蒸汽在汽轮机内的膨胀过程可以看作是(绝热)过程。 224.DEH基本控制有转速、 (功率) 、(调节级压力)三个回路. 225.我厂汽轮机大轴配有顶轴油泵，启动盘车前必须(启动顶轴油泵)，并确定(顶轴油压正常后)可启动盘车。 226.汽轮机正常运行中，转子以(推力盘)为死点，沿轴向(膨胀或收缩) 227.汽轮机热态启动中，若冲转时的蒸汽温度低于金属温度，蒸汽对(转子和汽缸)等部件起冷却作用，相对膨胀将出现(负胀差)。 228.汽轮机的功率调节是通过改变(调节阀开度)，从而改变汽轮机的(进汽量)来实现的。 229.汽轮机的寿命是指从(初次)投入运行至转子出现第一道(宏观裂纹)期间的总工作时间。 230.滑压运行除氧器当负荷突增时，除氧器的含氧量(增大)。 231.汽轮机进汽调节方式有(节流)调节、(喷嘴)调节。 232.轴承油压保护是防止(润滑)油压过(低)损坏轴瓦的保护装置。 233.在汽轮机启动时，双层汽缸中的蒸汽被用来加热(汽缸)，以减小(汽缸)、(法兰)、(螺栓)的温差，改善汽轮机的(启动性能)。 234.给水泵的特性曲线必须(平坦)，以便在锅炉负荷变化时，它的流量变化引起的出口压力波动(越小)。 235.盘车投入允许条件是(零转速)、顶轴油压 、盘车啮合、(润滑油压)正常。 236.机组运行过程中，当主再热汽温在10分钟内下降(50?)?时应立即破坏真空停机。 237.汽轮机热态启动时一般出现负差胀，主要原因是(冲转时蒸汽温度偏低) 。 238.汽轮机冷态启动和增负荷过程中，转子膨胀(大于)汽缸膨胀，相对膨胀差出现(正胀差) 。 239.汽轮机启动过程中要通过暖机等措施尽快把温度提高到脆性转变温度以上，以增加转子承受较大的(离心)力和(热应力)的能力。 240.汽轮机缸内声音(突变)，主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道有明显的(水击声和金属噪声)，应判断为汽轮机发生水冲击，必须破坏真空紧急停机。 241.汽轮机启、停或正常运行中发生(强烈振动)，或汽轮机内部有明显的(金属摩擦声)，必须破坏真空紧急停机。 242.汽轮机轴封的作用是防止高压蒸汽(漏出)，防止真空区漏入(空气)。 如果物体的热变形受到约束，则在物体内就会产生应力，这种应力称为(热应力)。 243.热力学第一定律的实质是(能量守恒与转换)定律在热力学上的一种特定应用形式。它说明了热能与机械能相互转换的可能性及数值关系。 244.凝汽器运行状况主要表现在以下三个方面:能否达到最(有利真空);能否保证凝结水的(品质合格);凝结水的(过冷度)能够保持最低。 245.汽轮机真空下降排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起(中心变化)，产生振动。 246.在管道内流动的液体有两种流动状态，即(层流)和(紊流)。 247.凝汽设备的任务主要有两个，在汽轮机的排气口(建立并保持真空);把在汽轮机中做完功的排汽凝结成水，并除去(凝结水中的氧气和其他不凝结的气体)，回收工质。 248.水泵汽化的原因在于进口水压(过低)或(水温过高)，入口管阀门故障或堵塞使 供水不足，水泵负荷太低或启动时迟迟不开再循环门，入口管路或阀门盘根漏入空气等。 249.汽轮机喷嘴的作用是把蒸汽的热能转变成(动能)，也就是使蒸汽膨胀降压，增加(流速)，按一定的方向喷射出来推动动叶片而作功。 250.汽轮机紧急停机和故障停机的最大区别是机组打闸之后紧急停机要(立即破坏真空)，而故障停机不要。 251.必须在(盘车)停止运行，且发电机内置换为(空气)后，才能停止密封油系统运行。 252.轴封供汽带水在机组运行中有可能使轴端汽封(损坏)，重者将使机组发生(水冲击)，危害机组安全运行。 253.影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有(汽压)，(汽温)，真空度，(给水温度)，汽耗率，循环水泵耗电率，高压加热投入率，凝汽器(端差)，凝结水(过冷度)，汽轮机热效率等。 254.当发生厂用电失去，机组故障停机，当排汽温度小于(50?)时，方可投入凝汽器循环水，若排汽温度超过(50?)，需经领导同意，方可投入凝汽器循环水凝汽器投入循环水后，方可开启(本体及管道疏水)。 255.汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向(负方向)发展。 256.为了防止汽轮机通流部分在运行中发生摩擦，在机组启停和变工况运行时应严格控制(胀差)。 257. 汽轮机的胀差是指( 转子的膨胀值 )与(汽缸的膨胀值)的差值。 258.给水泵设置最小流量再循环的作用是保证给水泵有(一定的工作流量)，以免在机组启停和低负荷时给水泵发生(汽蚀)。 259.凝汽器半侧停止后，该侧凝汽器内蒸汽未能及时被冷却，故抽汽器抽出的不是空气和 空气的混合物，而是(未凝结的蒸汽)，从而影响了抽汽的效率，使凝汽器真空下降，所以在凝汽器半侧清扫时，应(关闭)汽侧空气门。 260.机组OPC带电动作，关闭(高压调门)和(中压调门)。 261.加热器运行要监视进、出加热器的(水温);加热器蒸汽的压力，温度;加热器疏水(水位的高度);加热器的(端差)。 262.高压加热器自动旁路保护装置的作用是要求保护(动作准确可靠);保护必须随同高压加热器一同(投入运行)保护故障禁止启动高压加热器。 263.机组旁路系统的作用是加快(启动速度)，改善(启动条件)，延长汽轮机寿命;保护再热器，(回收工质)，降低噪音，使锅炉具备独立运行的条件，避免或减少安全门起座次数。 264.在机组启停过程中，汽缸的绝对膨胀值突变时，说明(滑销系统卡涩)。 265.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，可以监督通流部分是否正常及通流部分的(结盐垢)情况，同时可 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 各表计、各调速汽门开关是否正常。 266.高压汽轮机在(冲转后及并网后的加负荷)过程中，金属加热比较剧烈，特别是在低负荷阶段更是如此。 267.凝结水过冷却，使凝结水易吸收(空气)，结果使凝结水的(含氧量)增加，加快设备管道系统的(锈蚀)，降低了设备使用的安全性和可靠性。 268.离心水泵有两种调节方式，一是改变管道阻力特性，最常用的方法是(节流法)，二是改变泵特性:改变水泵(转速)。 269.滑参数停机的主要目的是加速汽轮机(各金属部件冷却 )利于提前检修。 270.汽轮机保护动作跳闸时，联动关闭各级抽汽电动门和(逆止阀)。 271.调速系统不稳定，不能维持空负荷运行时，(禁止)进行汽轮超速试验。 272.上下汽缸温差过大，说明转子上下部分存在(温差)，引起转子热弯曲。通常是上缸温度(高于)下缸，因而上缸变形(大于)下缸，使汽缸(向上)拱起，汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成(动静摩擦)，损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的平面的现象，使(轴向间隙)变化，甚至引起(轴向动静摩擦)。 273.汽温汽压下降，通流部分过负荷及回热加热器停用，则会使汽轮机轴向位移(增大)。 274.当发现真空下降，应立即对照各(真空值)及(排汽温度)，确认真空下降后，根据下降速度采取措施。 275.表面式加热器按其安装方式可分为(立)式和(卧)式两种。 276.单位(重量)液体通过水泵后所获得的(能量)称为扬程。 277.离心泵的基本特性曲线有(流量——扬程)曲线、(流量——功率)曲线、(流量——效率)曲线。 278.汽轮机油箱装设排油烟机的作用是排除油箱中的(气体)和(水蒸汽)，这样一方面使(水蒸汽)不在油箱中凝结;另一方面使油箱中压力不(高于)大气压力，使轴承回油顺利地流入油箱。 279.凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被(冷却成凝结水)，其比容急剧(缩小)，使凝汽器内形成高度真空。 280.我厂EH油系统中有(四个)自动停机遮断电磁阀20/AST;其布置方式是(串并联)布置，当AST电磁阀(失电)时动作，关闭高、中压主汽门和调门。 281.在汽轮机中根据汽封所处的位置可分为(轴端)汽封、(隔板)汽封和(围带)汽封。 282.汽轮机油中带水的危害有缩短油的(使用寿命)，加剧油系统金属的腐蚀和促进油的(乳化)。 283.闪点是指汽轮机油加热到一定温度时部分油变为(气体)，用火一点就能燃烧，这个温度叫做闪点，又称引火点，汽轮机的温度很高，因此闪点不能太低，良好的汽轮机油闪点应不低于180?。油质劣化时，闪点会(下降)。 284.润滑油系统必须保持一定的油压，若油压过低，将导致润滑油膜(破坏)，不但损坏轴承还能造成动静之间摩擦恶性事故，因此，为保证汽轮机的安全运行必须装设(低油压)保护装置。 285.汽轮机停机后，盘车未能及时投入，或盘车连续运行中途停止时，应查明原因，修复后先盘(180?)直轴后，再投入(连续盘车)。 286.汽轮机大修后，甩负荷试验前必须进行(高中压主汽门和调速汽门)严密性试验并符合技术要求。 287.高、中压缸同时启动时蒸汽同时进入高中压缸冲动转子，这种方法可使高、中压缸的级组分缸处加热均匀，减少(热应力)，并能缩短(启动时间)。缺点是汽缸转子膨胀情况较复杂，胀差较难控制。 288.,,油再生装置由(纤维过滤器)和(硅藻土过滤器)两部分组成，作用去除,,油中(杂质)，及去除,,油中(水分和酸性物质)，使,,油保持中性。 高压加热器自动旁路保护装置的作用是当高压加热器发生严重泄漏时,高压加热 器疏水水位升高到规定值时,保护装置(切断进入高压加热器的给水),同时打开(旁路),使给水通过(旁路)送到锅炉,防止汽轮机发生水冲击事故。 289.汽轮机轴瓦损坏的主要原因是(轴承断油)、机组强烈振动、轴瓦制造不良、(油温过高)、(油质恶化)。 290.为防止汽轮机大轴弯曲热态启动中要严格控制(进汽温度)和轴封(供汽温度); 运行中，如备用油泵联动，不得(随意停止)联动泵，应查清原因并在联锁投入状态下停泵。 291.离心泵工作时，叶轮两侧承受的压力不对称，所以会产生叶轮(出口侧)往(进口侧)方向的轴向推力。 292.把汽轮机中(作过功的蒸汽)抽出，送入加热器中加热(給水)，这种循环叫给水回热循环。 293.再热循环就是把汽轮机高压缸内已经作过部分功的蒸汽引入到锅炉的再热器，重新加热，使蒸汽温度又提高到(初)温度，然后再回到(汽轮机)内继续做功，最后的乏汽排入凝汽器的一种循环。 294.朗肯循环效率取决于过热蒸汽的(压力)、(温度)和排气压力。 295.卡诺循环是由两个可逆的(定温)过程和两个可逆的(绝热)过程组成。 296.流体有层流和紊流，发电厂的汽、水、风、烟等各种流动管道系统中的流动，绝大多数属于(紊流)运动。 297.在有压管道中，由于某一管道部分工作状态突然改变，使液体的流速发生(急剧变化)，从而引起液体压强的骤然大幅度波动，这种现象称为(水锤现象)。 298.水泵的允许吸上真空度是指泵入口处的真空(允许数值)。因为泵入口的真空过高时，也就是绝对压力过低时，泵入口的液体就会汽化产生汽蚀。汽蚀对泵的危害很大，应力求避免。 299.高、低压加热器水位过高:会淹没铜管，影响(传热效果)，严重时会造成(汽轮机进水)。水位过低:将部分蒸汽不凝结就会经疏水管进入下一级加热器，(降低了)加热器效率。 300.高压加热器的运行中应经常检查疏水调节门动作应(灵活)(水位正常)。, 各汽、水管路应无漏水、无振动。 301.当汽轮发电机组达到某一转速时，机组发生剧烈振动，当转速离开这一转数值时振动迅速减弱以致恢复正常，这一使汽轮发电机组产生剧烈振动的转速，称为汽轮发电机转子的(临界转速)。 302.汽机旁路系统中高旁减温水采用(给水)，低压减温水采用(凝结水)。 303.当水泵的转速增大时，水泵的流量和扬程将(增大)。 304.在启动发电机定冷水系统前，应对定子水箱进行冲洗，直至(水质合格)，方可启动水泵向系统通水。 305.蒸汽温度太低，会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度(增加)，严重时会发生(水冲击)。 306.液力偶合器是靠(泵轮)与(涡轮)的叶轮腔室内工作油量的多少来调节转速的。 307.当蒸汽温度与低于蒸汽压力下的饱和温度的金属表面接触时，蒸汽放出(汽化潜热)，凝结成(液体)，这种蒸汽与金属之间的换热现象叫凝结换热。 308.热疲劳是指部件在交变热应力的(反复作用)下最终产生裂纹或破坏的现象。 309.当汽轮发电机转速高于两倍转子第一临界转速时发生的轴瓦自激振动，通常称为(油膜振荡)。 310.汽轮机单阀控制，所有高压调门开启方式相同，高压调门开度(一样)，特点是(节流调节)、(全周进汽)。 311.凝汽器真空下降的主要象征为:排汽温度(升高)，端差(增大)，主参数及调节阀开度不变时，汽机负荷(下降)。 312.氢气的优点是(密度小)，风扇作功所消耗的能量小。氢气的导热系数(大)，能有效地将热量传给冷却器，比较易制造。 313.润滑油对轴承起(润滑)、(冷却)、清洗作用。 314.滑参数启动是指汽轮机的暖管、(暖机)、(升速)和带负荷是在蒸汽参数逐渐变动的情况下进行的。 315.绝对压力小于当地大气压力的部分数值称为(真空)。 316.汽化潜热是指饱和水在定压下加热变成饱和蒸汽所需要的(热量)。 317.层流是指液体流动过程中，各质点的流线互不混杂，互不(干扰)的流动状态。 318.流体的粘滞性是指流体运动时，在流体的层间产生内(摩擦力)的一种性质。 319.润滑油温过低，油的粘度(增大)会使油膜(过厚)，不但承载能力(下降)，而且工作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度(过低)，以至(难以建立油膜)，失去润滑作用。 320.汽轮机振动方向分(垂直)、(横向)和(轴向)三种，造成振动的原因是多方面的，但在运行中集中反映的是轴的中心不正或不平衡、油膜不正常，使汽轮机在运行中产生振动，故大多数是(垂直)振动较大，但在实际测量中，有时(横向)振动也较大。 321.轴封间隙过大，使(轴封漏汽量)增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中，使(油中带水)，严重时造成(油质乳化)，危及机组安全运行。 322.采用喷嘴调节的多级汽轮机，其第一级进汽面积随(负荷 )变化而变化，因此通常称第一级为(调节级)。 323.汽轮机超速试验时，为了防止发生水冲击事故，必须加强对(汽压)、(汽温)的监视。 324.汽轮机为防止油中进水，除了在运行中冷油器水侧压力应低于油侧压力外，还应精心调整(轴封)进汽量，防止油中进水 325.热工测量仪表与设备测点连接时，从设备测点引出管上接出的第一道隔离阀门称为仪表(一次)门。 326.机组运行中AST电磁阀是( 带电 )关闭，而OPC电磁阀是( 失电 )关闭。 327.机组禁止启动条件:汽轮机高、中压内缸上下缸温差超过( 35? )，高中压外缸上下缸温差超过(42?)。 328.轴封系统的汽源有( 主汽 )、( 冷再 )、( 辅汽)、( 自密封汽 )。 329.严禁转子在( 静止 )状态下向轴封送汽。 330.无论机组冷态或热态启动必须( 先送轴封、后拉真空)。 332.轴封未投好前低压轴封减温水( 严禁投入 )，以防轴封蒸汽带水或汽缸进水。 333.轴封供汽必须有不小于( 14? )的过热度。 334辅助蒸汽来源有(四段抽汽)、(再热冷段蒸汽)、(启动锅炉)、(邻机)。 335.投高加时温升率保持温升率(3?/分钟)以下，退出高加时温降率(2 ?/分钟)以下。 336.4MPa对应的饱和水温度是(250?)，17 MPa对应的饱和水温度是(352?)。 337.我厂汽轮机为哈尔滨生产的形号为:(N300-16.7/537/537) 338.我厂汽轮机的形式:(型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、反动、凝汽式)汽轮机。 339.汽轮机组通流部分由高、中、低压三部分组成，共有(36)级。高压部分由(一个单列调节级)和(十二个压力级)组成，置于高压汽缸内。中压部分有(九 7个压力级)，置于低压缸内。个压力级)，置于中压汽缸内。低压部分为(2× 这三十六个级中，除(调节级)为冲动级外，其余三十五个级都为反动级。 340.汽缸的滑销系统采用(定中心梁)推拉结构，有效防止了(汽缸偏斜)。机组 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 有一个(绝对膨胀死点)，位于低压缸进汽中心线处汽轮机膨胀时，低压缸的前部通过猫爪推着高中压缸、前轴承箱沿机组轴向向调速器端膨胀。 341.轴系轴向位置是靠机组高压转子前端接长轴的(推力盘来)定位的，推力盘包围在推力轴承中，构成机组动静之间的死点，转子以此向(发电机)端膨胀。 342.我厂1、2号机采用低速盘车，转速为(3.6rpm)，为降低盘车负荷，在汽轮发电机组 (3 、 4 、 5 、 6 )轴承配有高压油顶起装置。 343.主蒸汽系统采用“(2,1,2)”方式布置，再热蒸汽冷、热段均采用“(1,1,2)”方式布置。 344.新蒸汽从位于汽机前部悬吊式的(2)个主汽阀和(6)个调节阀，由6根导汽管进入汽轮机高中压缸的上、下半部，高压进汽管上、下半各三根，在高压缸做功后的蒸汽经一只高排逆止门回锅炉再热器加热。 345.我厂300MW汽轮机轴向位移达(+0.9或-0.8mm)报警，达(+1.0或-1.0)mm汽机跳闸; 346.我厂300MW汽轮机差胀(小于-0.76或大于15.7mm)报警，达(-1.52或大于16.46mm)汽机脱扣。 347.整个冷却塔由(通风筒)，(配水装置)，(淋水装置)，除水器及集水池部分组成。 348.维持EH系统油压在(14.0?0.5Mpa)，EH油箱油位正常，在(450,570mm) 之间。 349.(频率一次调节)是控制系统频率的一种重要方式，是二次调节的基础，要实现频率的无差调整，必须依靠频率的(二次调节)。 350.DEH系统具有(自动调节)、(程序控制)、(监视)、(保护)等方面的功能。 351.DEH系统由(危急遮断系统ETS)，(安全监测保护系统TSI)等组成 352油箱油温在(35?,60?)。当油温高于(56?)，冷却水自投，油温低于(20?)，禁止启动EH油泵; 353(我厂汽轮机采用高中压缸合缸(双层缸)结构，低压缸为(双流反向)布置、(三层缸)结构。 354(润滑油系统的作用是给汽轮发电机的(支持轴承)、(推力轴承)和(盘车装置)提供润滑，为氢密封系统供备用油以及为操纵机械超速脱扣装置供压力油。 355(正常运行时，主油泵供给(轴承用油)、(隔膜阀)用油、高压(氢侧密封备用油)。 356(交流润滑油泵提供(低压备用密封油)和(轴承润滑油)的全部用油，并向(主油泵进口)管道充油，高压启动油泵提供高压备用密封油和危急保安装置的需油量。 357(汽轮发电机组在启动和停机前，应先投入(顶轴装置)，向汽轮机四个轴承注入高压润滑油，将汽轮发电机转子顶起，以减小(轴颈)与(轴承)间的摩擦，转子静止后，使盘车顺利的投入工作。 358(润滑油泵启动后，应密切监视(主油箱油位)和油净化装置油位，及时调节主油箱冷油器冷却水量，待油温上升至43?，投入冷油器油温自动控制。其出口油温应控制在(43?,49?)之间。 359(空侧密封油第一、二备用油源来自汽轮机(主油泵)和(高压启动油泵)，当正常工作油源故障，油氢压差降低至(0.056Mpa)时，备用差压阀打开，由它建立稳定高于机内氢气压力(0.056Mpa)的密封油压。 360(当油氢压差降至(0.035Mpa)时，空侧直流油泵联动，恢复油氢压差至(0.085Mpa)。 361(空侧密封油第四备用油源来自于汽轮机(低压润滑油)，当采用第四备用油时，应将机内氢气压力降至(0.014Mpa)或更低，同是时应做故障停机处理。 362(机内额定氢压为(0.3Mpa)，最高运行氢压为(0.32Mpa)，低于0.28MPa时要及时补氢。氢气纯度要大于(98,)，最低应(?96,)。 363(机组启动前，发电机内需充满纯度合格的氢气。并网后，及时投入各氢冷器冷却水，保持冷氢温度为(45?1?)。机组解列后，及时停用氢冷器冷却水。 364.冲转参数根据当时汽机的缸温确定:主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度(50?)，主再热蒸汽温度至少要有(56?)以上过热度。在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比调节级(或中压第一级)金属温度(高111?或低56?)。 365.机组冲转前至少要连续盘车(4)小时，若盘车中断应重新计时。 366.送轴封时应注意轴封汽源与轴封供汽温度的选择，且必须充分预暖保证(供汽温度)与(缸温)相匹配,投轴封供汽时应确认盘车装置运行正常。 367.我厂循环水泵形式(湿井、固定叶片、可抽芯、立式斜流泵)，其电机额定电流(198.4A)。 368.我厂经开式水泵升压后的冷却水用户有(电泵工作冷油器)、(电泵润滑冷油器)、(电泵电机冷却器)、(EH油冷却器)、(氢气冷却器)。 369.凝结水泵再循环的作用:(防止凝结水泵汽蚀)和(保护轴加)。 370.我厂凝汽器的形式为(单壳体、单背压、双流程、表面式)，低加形式为(卧式、U形管、双流程)。 371(我厂凝结水泵形式为(电动、立式、多级、筒袋式离心泵)，共(五)级，其额定电流为( A)。 372.我厂小气轮机的形式为(单缸、单汽源、新汽内切换、变转速、变功率、冲动、凝汽式)，共(7)级。 373.对检修后及可能受潮或停运(2周)以上的电动机，送电前应测量绝缘合格。 374.对应滚动轴承而言，电动机的轴承不应超过(100?)，机械部分的轴承不应超过(80?)，对滑动轴承而言，电动机的轴承不应超过(80?)，机械部分的轴承不应超过(70?) 375. 汽轮机主轴驱动的主油泵是(蜗壳式离心泵)，安装在前轴承箱中的汽轮机外伸轴上。主油泵的进油管和(#1射油器)出口相连接，在正常运行中有此给主油泵提供进口油量，出口管进入油箱与射油器进口管相连接。 376. 我厂汽轮机配置一台(直流润滑油)泵，供机组在(异常及事故)情况下 使用，该泵由蓄电池系统供电，出口装设一个(逆止阀)防止系统运行中倒油。 377. 汽轮发电机组在启动和停机转速到600rpm前，应先投入(顶轴装置)，向汽轮机(3、4、5、6)号轴承注入高压油，将转子顶起，以减小(轴颈与轴承)间的摩擦，转子静止后，使盘车顺利的投入工作。每台机组设有(两台)100,容量的顶轴油泵。 378. 除氧器采用滑压运行方式，即除氧器的工作压力随汽轮机(四段抽汽)压力的变化而变化，当四段抽汽的压力低至一定数值时，自动切换至(辅助蒸汽)。 378.除氧水箱有效容积为(160m3)，能满足锅炉最大蒸发量(7min)给水消耗量。 二、简答题 1.什么叫表面式换热器? 答:冷、热两种流体被壁面隔开，在换热过程中，两种流体互不接触，热量由热流体通过壁面传递给冷流体。 2.什么叫混合式换热器? 答:混合式换热器内的热量交换是依靠热流体和冷流体直接接触和互相混合起来实现的。在热量传递的同时，伴随着质量的混合。 3.什么是ETS, 答:ETS指汽轮机危急遮断系统 4.什么是惰走时间, 答:惰走时间是指发电机解列后，从自动主汽门和调门关闭起到转子完全静止的这段时间，如果发现惰走时间显著增加，则说明是主、再热蒸汽管道阀门或抽汽逆止门关不严所致。惰走时间过短说明汽轮机内部产生摩擦。 5(什么是凝汽器的冷却倍率, 答;凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值称为冷却倍率。 6(什么是相对膨胀, 答:指汽缸和转子沿轴向的膨胀 7.凝汽器真空是怎样形成的, 答:凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被冷却成凝结水，其比容急剧缩小，使凝汽器内形成高度真空。 8.6KV辅机启动时的规定, 答:6KV辅机启停前应确认对应的6KV母线电压是否正常，启动时应通知相关电气人员，并监视6KV母线电压、辅机的启动电流及电流返回时间，停止时应注意保持各段母线负荷基本平衡同一母线上，不可同时启动两台以上6KV辅机。 9.对轴承振动在哪些转速下有规定，其对应振动值不超过多少, 答: 额定转速rpm 3000 1500 1000 750及以下 备注 振动mm 0.05/0.06 0.085/0.1 0.1/0.13 0.12/0.16 电机/机械 10.我厂对轴承温度有什么规定, 答:对滚动轴承而言，电动机的轴承不应超过(100?)，机械部分的轴承不应超过(80?)，对滑动轴承而言，电动机的轴承不应超过(80?)，机械部分的轴承不应超过(70?)。 11.请叙述液力偶合器的工作原理, 在液力偶合器中充满工作油，当主动轴带动泵轮转动时，泵轮流道中的工作油在离心力的作用下，沿着径向流道由进口流向出口，形成高速油流，在出口处以径向相对速度与出口圆周速度组成合速，冲入涡轮的进口径向流道，推动涡轮，使其跟随泵轮作同方向旋转，油在涡轮中减压减速，在其出口又冲入泵轮的进口流道，在泵轮中重新获得能量，这样周而复始，泵轮将机械功转换成工作油的动能和压力能，在涡轮中，工作油的动能和压力能转换成输出的机械能，从而实现了动力的传递。 12. 我厂润滑油系统的由哪些设备组成, 答:主要由润滑油箱、油箱管路及附件、主油泵、高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、射油器、冷油器、顶轴装置、盘车装置、排烟系统、滤油装置、油净化装置、油处理系统管路及附件、油箱电加热器、油位开关、油位指示器、套装油管路、阀门、各种监测仪表等组成。 13.机组正常运行时和在开、停机过程中主油泵、交流润滑油泵及高压启动油泵是如何供油的, 答:机组正常运行时主油泵供给轴承用油、机械超速脱扣和手动脱扣用油、高压氢密封备用油;在开停机过程中，润滑油系统由交流润滑油泵和高压启动油泵供油;交流润滑油泵提供低压备用密封油和轴承润滑油的全部用油，并向主油泵进口管道充油，高压启动油泵提供高压备用密封油和危急保安装置的需油量。 14. 盘车投运有何规定, 1)在安装后或大修后第一次启动，应采用手动盘车。 2)盘车必须在润滑油系统、顶轴油系统及密封油系统投运正常后才能启动，禁止在低润滑油及低顶轴油压下强行启动盘车。 3)盘车前，润滑油低油压保护应投入。 15. 汽轮机轴封系统的主要作用是什么, 答:主要作用是利用轴封供汽系统供给的蒸汽封住高、中压缸在启动初期和较低负荷时空气不进入缸体，影响真空，正常运行时蒸汽不向外泄漏;并防止空气不会沿轴端进入低压缸，破坏凝汽器真空。 16. EH供油系统由哪些系统组成, 答:EH供油系统由供油装置，循环冷却系统，抗燃油再生装置及油管路系统组成; 17.我厂汽机EH系统的执行机构有哪些, 答:高、中压主汽阀执行机构各2台，高压调节阀执行机构6台，中压调节阀执行机构2台。 18.危急遮断保护系统由哪些设备组成, 答:AST电磁阀组件、隔膜阀、危急遮断器、危急遮断器滑阀、保安操纵装置及手动喷油截止阀。 19.机组真空是如何建立的, 答:机组启动初期，通过真空泵将主凝汽器汽侧空间以及附属管道和设备中的空气抽出，建立真空， 以达到汽机启动要求;机组在正常运行中主要靠蒸汽凝结形成，并通过真空泵抽出凝汽器空气区积聚的非凝结气体，以维持真空。 20.循环水泵联动备用条件, 答:1)循环水泵及出口液控蝶阀电源正常;2)循环水泵出口液控蝶阀在关闭状态。3)循环水泵联锁投入。 21.冷却塔配水方式有哪些, 答:夏季及春秋季运行时，一机两台循环水泵运行，全塔配水，竖井水位稳定在11m。 冬季或低负荷运行时，一机配一台循环水泵运行，全塔配水，竖井水位稳定在11m。 22. 凝结水泵再循环有什么作用, 答:在轴封加热器出口的凝结水管道上引出一路装有电动调节阀的凝结水泵再循环管至凝汽器，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量(防止凝泵汽蚀)和轴封加热器所需的最小冷却水量(防止加热器干烧)的要求。 23.除氧器上水时有什么要求, 答:上水前确认机组凝结水质已合格，进水温度:20?作用左右;进水品质:三级除盐软化水(或邻炉凝结水);在凝结水管道未充满合格的凝结水之前，不得使用凝结水喷嘴，防止发生水击现象损坏喷嘴。 24.除氧器运行方式有几种，分别说明, 定压运行:压力控制值整定在0.147Mpa此方式为除氧器采用辅助蒸汽加热时。 滑压运行:当四段抽汽压力,0.147MPa，将除氧器进汽由辅助蒸汽切至四抽供汽，此时，除氧器压力随负荷的变化而变化。 25密封油系统中双流指什么，通过什么来平衡，有什么好处, 答:双流，即在密封瓦的氢气侧和空气侧各设独立的油路，并采用平衡阀使两路油压维持均衡，严格的控制两路油流的串流量，从而减少了氢气的流失和空气对机内氢气的污染。 26.密封油系统中双环指什么，这样设计有什么好处, 双环，即密封瓦在空侧进油处沿轴向分成两个独立的环，空侧油使两环胀开，并分别推向密封瓦座的两个侧面，从而使密封瓦两侧与密封瓦座侧面靠紧，减少由瓦座间的间隙造成的密封油损失。 27( 我厂发电机采用什么冷却方式，具体指什么, 答:汽轮发电机采用水氢氢冷却方式，既定子绕组为水内冷，转子绕组为氢气表冷，铁芯为氢气外部冷却。 三、问答题 1.写出单侧凝汽器出系的操作步骤。 1)汇报值长，联系有关岗位，凝汽器准备单侧出系; 2)减负荷至75%左右，检查凝汽器两侧进出水门开度、进出水压力、温度正常，真空正常; 3)逐渐关闭出系侧汽侧空气总门，注意真空变化，调整运行侧出水门，维持真空70KPA以上，必要时增加另一台真空泵运行; 4)关闭需出系侧凝汽器循环水出水门，关闭需出系侧进水门， 5)开出系侧水室放水门、水室顶部空气门; 6)联系电气停出系侧进出水门电源。 7)水室压力到零后，方可联系检修打开人孔门，注意真空变化。 8)作好详细记录并汇报值长。 2.写一张,凝泵切换为,凝泵运行的操作票。 1)汇报值长，联系有关岗位，A凝泵准备切换为B凝泵; 2)检查凝泵无工作，空气门开启，泵内无空气，电气测该泵电机绝缘合格; 3)检查B凝泵密封水、轴承油位、油质、冷却水正常; 4)检查B凝泵进口门开启; 5)热井水位正常; 6)调出凝汽器系统画面，B凝泵联锁开关置解除位; 7)按B佞泵启动按钮，出口门开启10%，泵启动，出口压力额定后出口门逐渐全开至正常; 8)检查B凝泵电流、压力、流量正常(就地检查振动、声响正常); 9)调出响应画面，停A凝泵，检查出口门联关正常。注意凝结水母管压力应正常; 10)A凝泵转子静止后，就地查看转子是否倒转; 11)A泵停运后若无检修工作，投入备用开关; 12)将切换情况汇报值长，并作好详细记录。 3.投运时注意事项有哪些。 注意事项: 1) 轴封供汽暖管疏水要充分，尤其在机组热态时。 2) 轴封供汽必须具有不小于14?的过热度; 3) 低压缸轴封供汽，小机轴封供汽不得低于121?，不得高于177?; 4) 严禁转子在静止状态下，向轴封送汽; 5) 在热态启动时，若用启动锅炉向轴封供汽，应保证蒸汽与转子的最大温差在-56~110?之间; 6) 向轴封送汽时，应注意低压缸排汽温度变化和盘车运行状况。 7) 尽可能缩短送轴封与抽真空及送轴封至机组冲转的间隔时间。 8) 无论机组冷态或热态启动必须先送轴封汽、后拉真空。 9) 停机后，凝汽器真空到零，停止轴封供汽。 4. 影响凝结放热的因素有哪些? 影响凝结放热的因素有: (1)蒸汽中含有不凝结气体。当蒸汽中含有空气时，空气附在冷却面上，影响蒸汽的通过，造成很大的热阻，使蒸汽凝结放热显著削弱。 (2)蒸汽流动速度和方向。如果蒸汽流动方向与水膜流动方向相同，因摩擦作用的结果会使水膜变薄而水膜热阻减小，凝结放热系数增大。反之，则凝结放热系数减小。但是如果蒸汽流速较高，将会把水膜吹离冷却壁面，使水蒸气与冷却表面直接接触，凝结放热系数反而会大大增加。 (3)冷却表面情况。冷却表面表现粗糙不平或不清洁时，会使凝结水膜向下流动阻力增加，从而增加了水膜厚度，热阻增大，使凝结放热系数减小。 (4)管子排列方式。管子排列方式有顺排、叉排、辐排等。 当管子排数相同时，下排管子受上排管子凝结水膜下落的影响为顺排最大，叉排 最小，辐排居中。因此，叉排时放热系数最大。 5.高压加热器禁止投运的条件。 1)高加保护及联锁失灵; 2)高加汽水侧安全门动作不正常。 3)高加钢管泄漏。 4)高加主要参数显示失灵。 5)一、二、三段抽汽逆止门卡涩，不动作。 6)高加主要汽、水的疏水门控制失灵。 7)保温不全，脚手架未拆，现场未清理等影响设备正常运行。 8)设备系统存在其它严重影响安全运行的缺陷。 9)高加主给水水质不合格 6. 旁路系统的启动步骤。 1)开启3级减温水电动门。 2)开启低旁减温水电动门。 3)开启高、低压旁路阀，高压旁路阀打开后则高旁减温水隔离开。 4) 根据需要开启高、低压旁路，减温水调整阀投自动 7. 我厂危急遮断系统保护项目有。 1)TSI 110,超速 2)凝汽器真空低(具有在线试验功能) 3)润滑油压低(具有在线试验功能) 4)EH油压力低(具有在线试验功能) 5)轴向位移 6)轴振 7)瓦振 8)MFT跳机保护 9)发电机故障联跳汽机保护 10)遥控手动停机 11)DEH失电 12)ETS失电 13)胀差 8. 发生哪些情况时，应立即停用故障辅机。 1)设备发生强烈振动。 2)发生直接威胁人身及设备安全的紧急情况。 3)设备内部有明显的金属摩擦声或撞击声。 4)电动机着火或冒烟。 5)电动机电流突然超限且不能恢复，设备伴有异音。 6)轴承冒烟或温度急剧上升，超过规定值时。 7)水淹电机。 8)运行参数超过保护定值，而保护未动作。 9. 甩负荷试验前，应具备哪些条件, 答:应具备如下条件: (1) 汽轮发电机组经72小时试运行各部分性能良好; (2) 调节系统经空负荷和满负荷运行工作正常，速度变动率和迟缓率符合要求; (3) 自动主汽门、调门关闭时间符合要求，严密性试验合格，抽汽逆止门联锁装置动作正常，关闭迅速严密; (4) 经超速试验，危急保安器动作正常，手动危急保安器动作良好; (5) 电气及锅炉方面各设备经检查情况良好，锅炉主、再热蒸汽安全门经调试动作可靠; (6) 检查与甩负荷有关的联锁保护装置已投入，解除一切不必要的联锁装置; (7) 各种转速表计经检查合格; (8) 取得电网调度的同意。 10. 汽轮机热态启动中有哪些注意事项。 1)先送轴封汽，后拉真空; 2)加强监视振动，如突然发生较大振动，必须打闸停机，查清原因，消除后可重新启动。 3)蒸汽温度不应出现下降情况。注意汽缸金属温度不下降，若出现温度下降，无其他原因时应尽快升速，并网，带负荷。 4)注意相对膨胀，当负值增加时应尽快升速，必要时采取措施控制负值在规定范围内。 5)真空应保持高些; 6)冷油器出口温度不低于38?。 11. 加热器运行注意监视参数。 答案:加热器运行要注意监视以下参数: ?进、出加热器的水值， ?加热蒸汽的压力、温度及被加热水的流量。 ?加热器汽侧疏水水位的高度。 ?加热器的端差。 12. 发生下列情况之一时，应紧急停止循环水泵。 1) 循环水泵或电机发生强烈振动。 2) 循环水泵或电机内有清晰的金属摩擦声。 3) 电机冒烟或着火。 4) 轴承冒烟或电机轴承温度超过规定值。 5) 循环水泵泄漏或威胁人身及设备安全时。 13. 开式水的用户主要有。 答:真空泵冷却器、主机冷油器、小机冷油器、发电机氢气冷却器、发电机定子水冷却器、、空侧密封油冷却器、氢侧密封油冷却器、电泵工作油冷却器、电泵润滑油冷却器、电泵电机冷却器、空压机冷却器、EH油冷却器。 14.遇到下列情况之一时禁止投运低压加热器。 1) 低加保护及联锁失灵。 2) 低加汽、水侧安全门动作不正常。 3) 低加钢管泄漏。 4) 低加主要表计显示失灵。 5) 抽汽逆止门卡涩不动作。 6) 低加主要汽、水的疏水阀门控制失灵。 7) 低加保温不全，脚手架未拆，现场未清理等影响设备正常运行。 8) 设备或系统存在其它严重影响安全运行的缺陷。 15.除氧器水位异常原因有哪些。 原因: 1)除氧器系统泄漏; 2)除氧器水位自动调节装置失灵。 3)除氧器事故放水电动门泄漏或误开。 4)水位表失灵。 5)除氧器压力大幅度波动。 6)高压加热器疏水调节不正常。 7)凝结水压力、流量大幅度波动。 8)锅炉给水流量大幅度波动。 16.除氧器水位异常升高，如何处理。 1)除氧器水位高于正常水位时，检查除氧器水位调节门动作正常，否则应解除除氧器水位自动，手动调整除氧器水位正常。 2)水位高1值报警，同时开溢流阀及放水电动总门，水位正常无高1值时，延时25S关闭。 3)水位高2值时报警，联开危急放水门，当水位降至正常(无高一值信号)，关危急放水门。 4)水位高3值(高3值与高2值信号相与或高3值与高1值信号相与)或四段抽汽管道上、下壁温差大于46?且除氧器水位高2值时，动作以下阀门和设备: a) 关闭#3高加正常疏水电动门、调节门。 b) 打开#3高加危急疏水电动门、调节门。 c) 关闭四段抽汽至除氧器的进汽电动门。 d) 关闭辅助蒸汽至除氧器的调节门。 e) 关闭除氧器水位调节门旁路电动门。 f) 开启四段抽汽管道各疏水门。 g) 联跳小机。 17.除氧器水位异常降低，如何处理。 1)水位低1值报警，闭锁启动给水泵，联关除氧器溢流阀。 2)水位低2值，检查所有给水泵跳闸。 3)若水位表失灵，应联系热控人员处理。 4)调整除氧器压力稳定，必要时切换汽源。 5)如果是高加疏水引起，应检查高加水位波动原因，疏水门故障时及时联系检 修进行处理。 6)如凝泵出力不稳定，切换凝泵运行。 7)稳定汽包水位和给水流量，如给水泵故障，切换给水泵并做相应处理。 8)如除氧器水位低，应关闭除氧器及给水系统和锅炉侧有无吴开的放水门。 9)可启动备用凝结水泵，加大除氧器的上水，紧急情况下，降低机组负荷。 18. 除氧器振动大现象、原因及处理。 现象: 1)除氧器声音异常增大。 2)除氧器及其管道振动。 原因: 1)除氧器上冷水过快。 2)除氧器压力波动过大。 3)除氧器水、汽温差过大。 4)运行中由于内部部件脱落。 5)进入除氧器的各种管道汽水量过大，管道振动而引起除氧器振动。 6)除氧器漏水。 处理: 1)调整除氧器水位至正常水位。 2)稳定压力，必要时切换汽源。 3)视情况降低除氧器出力，降低机组负荷。 19. 除氧器压力异常现象、原因及处理。 现象: 1)除氧器压力表、就地压力表均指示异常。 2)集控室相关信号报警。 3)除氧器及其连接管道可能发生振动。 原因: 1)机组负荷增加(下降)过快。 2)压力自动控制失灵或抽汽电动门、逆止门误关。 3)除氧器补水突然增大(减少)或中断。 4)高加水位过低或无水位运行。 5)压力表异常。 6)除氧器系统泄漏。 处理: 1)除氧器压力异常，应迅速核对相关表计，判断其真实性。 2)若为自动装置失灵，应及时切为手动调整。 3)若为表计异常，应联系热控人员处理。 4)尽量维持除氧器水位稳定。 5)仔细检查除氧器压力异常的原因，并及时作出相关处理。 20. 电泵允许启动条件。 1) 远方允许且无电机和泵组事故跳闸指令。 2) 电泵辅助油泵运行，润滑油压力,0.1MPa。 3) 电泵前置泵进口电动门全开。 4) 电泵出口电动门和电泵中间抽头电动门均已关闭。 5) 电泵最小流量阀及其前、后隔离门全开。 6) 除氧器水位无低1值(2000mm)。 7) 电泵无反转信号。 8) 勺管置于最小位置10,左右。(无一台汽泵运行时，勺管最小位置,15,;汽泵运行时，勺管最小位置,60,) 21. 辅机启动时有哪些注意事项。 1)辅机试运行启动前，必须就地进行检查，确认具备启动条件，相关联锁、保护、自动投入正确后，方可送电启动。 2)对检修后及可能受潮或停运2周以上的电动机，送电前应测量绝缘合格。 3)辅助设备启停一般应在操作员站相应画面上操作，此时应注意控制开关置于“远方” 位置。如需在就地进行启停操作，则应将控制开关置于“就地”位置。 4)辅机启动前应与有关岗位联系。操作员站上的启、停操作一般由副值班员或以上人员进行，启动时，就地人员站在转动机械部分的轴向位置处并靠近事故按 钮，发现问题，及时停止，同时防止转动部分飞出伤人。 5)若启动时间超过规定，电流尚未回复正常时，应立即停止运行。 6)设备的启动应遵照其逻辑关系进行，避免带负荷启动 7)若辅机启动中发生跳闸，在未查明原因、故障未消除前，不得再启动。 8)配有强制循环润滑油系统或液压控制油系统的辅助设备，在冬季机组停役时间较长时，油系统应提前2h启动，根据油温情况投入油箱加热器。 9)电机的再启动应符合电气有关规定，正常情况下允许在冷态启动两次，热态启动一次 10)凡带有电加热装置的电机，启动前应先退出电加热装置 11)容积泵不允许在出口阀关闭的情况下启动，离心泵可以在出口阀关闭的情况下启动，但启动后应迅速开启出口阀。 12)辅机启动正常后，有备用的辅机应及时投入“自动”或“联锁”位置。 22.辅机设备启动后检查内容。 1)设备和电机无异常声音和金属摩擦声。 2)电机的温升、电流指示符合规定。 3)油位或水位正常; 4)进、出口压力、流量、滤网差压正常; 5)冷却水、轴承温度、电机线圈温度、各部位振动均正常。 6)确认各调整装置的机械联接应完好无脱落，确认各联锁和自动调节装置均投入并正常。 7)设备的密封部分应密封良好，设备所属系统无漏水、漏汽、漏油现象。 8)备用泵逆止阀严密，无倒转现象。 23.辅机正常运行中维护项目有哪些。 1)在操作员站上监视各系统画面及报警信息，检查运行方式、阀门状态是否正确，保证各项控制参数在允许范围内，发现异常应及时调整和处理。 2)保持设备及其周围地面清洁。 3)辅机正常运行时，按巡回检查项目进行定期检查，发现异常应分析处理，设备有缺陷应及时填写缺陷单，必要时立即通知设备部处理。 4)在进行重要操作前后，巡检应到就地进行针对性检查。全面性检查按《运行 巡回检查管理 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 》执行。 5)按《设备定期试验及轮换管理标准》要求进行设备定期试验及轮换工作。 6)根据设备运行周期，定期检查油位、油质。 7)根据季节、气侯的变化，做好防雷、防潮、防汛、防冻措施以及事故预想。 8)设备有运行异常现象并且可能危及人身或设备安全时，应立即停止运行，查明原因并处理后才可再次投运。 24. 说说辅机设备的停运过程的注意事项。 1)辅机停运前应与有关岗位联系，应仔细考虑停运辅机是否会对相关系统或设备造成不安全影响，否则应采取相应措施。 2)辅助设备的停运操作应遵照设备停止的逻辑关系进行操作。 3)辅机停运前，应退出备用辅机“自动”或解除 “联锁”。 4)辅机停运后，转速降至零，无倒转现象，如有倒转现象，应先关闭出口阀以消除倒转。 5)严禁采用关闭入口阀的方法消除设备倒转。 25.如何做辅机停运后转检修的措施。 1)系统或设备在移交检修前，需经值长批准，办理相应检修工作票，按工作票要求做好安全措施，挂好安全标志牌及警告牌。 2)做好设备的断电、泄压、隔离措施。 3)断开该电机的动力电源和控制电源。 4)关闭泵的出口隔离阀，确保关闭严密。 5)关闭泵的入口阀及与入口相连的空气阀，在关闭入口阀的过程中，尤其是接近全关时，应严密监视入口压力表，并缓慢操作，以防出口阀等与高压系统相连的隔离阀关不严，造成入口部分的低压管道、法兰超压损坏。 6)关闭轴承冷却水入、出口阀，开启泵体放水阀及空气阀并泄压至零。 26. 如何做压力容器和管道泄压的措施。 1)关闭压力容器的所有工质入口阀，并确保关闭严密。 2)关闭压力容器的所有工质出口阀，并确保关闭严密。 3)开启容器疏放水阀，注意容器内的压力应降低。待疏放水完毕后，关闭与扩容器相连的疏放水阀，而单独排地沟的疏放水阀开启。 4)开启容器空气阀，确认容器内已完全泄压。 5)将外来工质可能进入容器的电动阀断电、气动阀断气并做好防止误开措施。 6)将与容器相连的所有电动、气动、手动隔离阀挂上“禁止操作，有人工作”警告牌。 7)按热力工作票要求做好检修安全措施，并经工作票许可人和工作票负责人检查确认安措无误后办理工作票许可开工手续，并做好相关记录。 27. 发生哪些情况时，应首先启动备用辅机，再停止故障辅机。 1)离心泵汽化、不打水或风机出力不足。 2)盘根发热、冒烟或大量漏油、漏水调整无效。 3)电机发生二相运行。 4)轴承温度超过报警值，并有继续上升趋势。 28. 电机在启动时，发生哪些异常情况应立即停止。 1)启动后电流不能正常返回。 2)开关合上后，电机不转且发出嗡嗡声。 3)电机内出现火花或冒烟。 4)设备出现异常振动，设备有金属摩擦声。 5)连接管道、法兰等处严重泄漏。 29. 辅机运行中故障跳闸时，应如何处理 1)运行辅机跳闸，备用辅机正常联启投入后，应将联动辅机和跳闸辅机的操作开关复位，并检查跳闸辅机的相关联锁动作及联动辅机的运转正常。 2)运行辅机跳闸，备用辅机未联启时，应立即启动备用辅机运行。 3)运行辅机跳闸，备用辅机启动不成功或无备用辅机时，若查明跳闸辅机无故障报警及无电气故障信号时，可强启一次。强启成功后，再查明跳闸原因，强启失败时，不允许再启动。此时应确认该辅机停用后，对主机正常运行的影响程度，采取局部隔离及降负荷措施，无法维持主机运行时应申请停机。 30.说说我厂盘车装置的特点。 1)汽轮发电机转子在停机时低速盘动转子，可避免转子热弯曲; 2)允许在热态下快速启动; 3)汽轮发电机组冲转时能自动脱开; 4)装在低压缸下半，允许拆卸轴承盖或联轴器盖时无需拆卸盘车装置，在装上或拆去轴承盖的情况下均可盘动汽轮发电机转子; 5)既可自动盘车，又可手动盘车。 31.主机润滑油系统启动前应做哪些准备工作和检查。 1)润滑油系统检修工作结束，工作票已终结，管道和设备完整良好，场地清洁无杂物。 2)主机润滑油系统、发电机密封油系统按《阀门检查卡》检查完毕。 3)在密封油系统未投运前，应检查关闭润滑油至密封油系统高、低压供油门及真空净油装置进出口门和旁路门。 4)确认所有热工仪表齐全、指示正确，油位、油压、油温等监测、报警和DCS显示正常。 5)确认润滑油系统联锁、保护试验正常。 6)确认油质合格，主油箱油位已加油至+405mm左右，就地油位指示器动作灵活。 7)确认冷油器油路畅通。 8)检查主油箱油温应大于10?，如油温低应切除冷油器水侧并投入油箱电加热器，待油温正常后，切除油箱电加热器，并将加热器投自动。 9)启动前确认各油泵电动机绝缘合格，送上主机交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压启动油泵、顶轴油泵、盘车装置和排烟风机电源。 32. 写出润滑油泵投运步骤。 1)检查主机润滑油位正常，油质合格，油温大于10?。 2)启动主油箱上A(B)排烟风机运行，调整排烟风机出口挡板，维持主油箱内负压在500Pa以上，检查排烟风机运行正常后，将B(A)排烟风机联锁投入，注意B(A)排烟风机不倒转。 3)启动交流润滑油泵运行，检查油泵出口压力大于0.28MPa，电流、振动均正常。 4)检查系统无泄漏现象，润滑油母管压力在0.1,0.18MPa之间，各轴承回油正常。 5)润滑油泵启动后，应密切监视主油箱油位，及时调节主油箱冷油器冷却水量， 待油温上升至43?，投入冷油器油温自动控制。其出口油温应控制在43?,49?之间。 6)做各油泵的联锁保护试验正常后，将交、直流油泵联锁投入。 33. 写出手动盘车投运操作步骤。 1)确认润滑油压正常，油温,21?。 2)确认发电机密封油系统工作正常。 3)确认顶轴油泵已运行，顶轴油母管油压及各轴承顶轴油压正常。 4)同时盘车装置的喷油电磁阀开启喷油正常。 5)检查盘车装置就地操作盘控制电源指示灯亮，将“手动/自动”开关切至“手动”位置。 6)取下盘车电机轴保护盖，顺时针转动盘车电机小轴，将盘车齿轮操作杆扳到“啮合”位置后，装上盘车电机轴保护盖。 7)点动盘车检查转子无卡涩，转向正确后，按下“启动”按钮，投入连续盘车，检查盘车马达电流正常、无晃动，转速为3.6rpm。 8)检查转子偏心,0.075mm，倾听机组动静部分应无金属摩擦声。 9)检查轴承金属温度,90?，回油温度,71?。 10)联系热控做盘车低油压脱扣试验正常后，维持连续盘车。 34.描述盘车自动投入步骤。 1)确认润滑油、密封油系统运行正常。 2)确认顶轴油泵进出口门开。 3)启动顶轴油泵运行，检查顶轴油母管油压正常在15MPa左右，各轴承顶轴油压正常. 4)同时盘车装置的喷油电磁阀开启喷油正常。 5)确认仪用压缩空气压力正常。 6)盘车电机轴保护盖盖好。 7)将盘车开关置“自动”位置，当零转速开关闭合，供气门动作，向操纵机构提供啮合的压缩空气，在操纵机构的推动下齿轮啮合到位后启动电机，盘车连续运行。 8)就地检查转子无磨擦，盘车电流正常，各轴承回油正常，回油温度,71?。 9)观察偏心度,0.075mm，检查各轴承金属温度,90?，回油温度,71?。 35. 写出机组停运后，对盘车装置和顶轴油泵停运规定。 1)汽轮机停机后，当高压缸第一级金属内壁温小于150?时，可停止盘车运行; 2)盘车停运后，可停止顶轴油泵运行。 3)在DCS或就地控制箱上按“停止”按钮，停止盘车，检查盘车电机电流到0; 4)检查盘车装置已自动脱扣，汽轮机转子静止。 5)断开顶轴油泵联锁，停止顶轴油泵运行，油泵出口油压至零。 36. 顶轴油泵及盘车运行中有哪些维护工作。 1)检查油泵声音、振动正常，进、出口油压正常。 2)检查盘车齿轮箱及马达声音正常。 3)检查汽缸及各轴封处有无摩擦声。 4)严密注意各轴承顶轴油压及转子偏心度的变化。 5)监视盘车装置指示灯信号及电流正常，防止盘车运行中故障停止。 6)新安装或检修后首次启动，必须充分排尽油管道、油泵内及滤油器内空气，否则将由于打不出油或油内含气导致顶起效果不佳。 7)顶轴油泵上部排油应与润滑油回油管路接通，并保持畅通。 8)检查油温、油泵及电机外壳温度，如发现异常情况应及时处理并消除。 37. 润滑油系统的运行有哪些维护工作。 1)各油泵及风机运行正常，无摩擦，振动在允许范围内。 2)各油泵联锁正常。 3)主油泵出口压力、轴承润滑油压正常，回油正常，注油器工作正常。 4)冷油器工作正常，冷油器出口油温43,49?。 5)主油箱油位正常，DCS和就地油位计基本一致，油位低时要及时补油，油位下降较多时应及时查明原因。 6)油系统无泄漏，润滑油滤网工作正常，发现滤网堵塞应及时汇报，及时隔离并联系检修清洗后投备用。 7)检查油净化工作正常，电加热及油温控制正常，无跑油现象。 38. 说出盘车装置、顶轴油泵运行注意事项。 1)机组冲转后，当转速大于盘车转速时，盘车装置应自动退出运行，如盘车装 置不能自动脱开，应立即打闸停机。 2)当机组升速至600rpm时，检查盘车装置的喷油电磁阀关闭，停止喷油。 3)当机组转速升至1200rpm时，检查顶轴油泵应自动停止运行，否则手动停止。 4)机组停运，汽机脱扣后，当转速降至1200rpm时，检查顶轴油泵应自动投入运行，否则应手动启动。 5)转子静止后盘车装置应立即投入运行，否则应手动投入盘车运行。 6)停机后盘车运行期间必须维持润滑油系统运行，润滑油温在27,38?之间。 7)在紧急情况下，如润滑油中断，轴颈温度超过150?时，在启动盘车前必须检查轴承。在此期间，应按规定进行手动盘车。重新启动盘车后，要时刻监视轴承金属温度在规定范围内。 8)停机后盘车应连续运行直至高压缸第一级金属内壁温小于150?。 39. 叙述EH油系统投运前的检查项目。 1)检修工作全部结束，工作票终结，现场清洁，设备和系统管道完好。 2)确认系统所有的表计完好，各压力表、压差开关、温度开关均已投入，油位计准确可靠。 3)确认EH油系统联锁、保护试验正常。 4)送上就地电气箱控制电源。 5)EH油箱油位正常，在500mm,730mm之间。 6)启动循环冷却油泵，投入一台抗燃油冷却器运行，另一台冷油器备用。 7)在启动EH油泵前，自循环回路至少应连续运行4h以上。 8)EH油油质合格，温度应,20?，如油温低应投入电加热器。油温低于20?，禁止启动EH油泵。油温升至37?，停止电加热器运行。 9)确认系统中所有蓄能器氮气压力应正常。 40. EH系统油压高或低的原因及处理. 序号 原因: 现象: 处理: 1 油管断裂造成大量漏油 低 迅速关闭油泵焊接所断油管 2 两个以上的高压蓄能器内胆破裂 低 更换蓄能器内胆 3 在没挂闸的情况下DEH给EH阀位指令 低 把挂闸指令设为0后再挂闸 4 供油装置溢流阀没调整好或卡死 高或低 重新调整整定值或更换此门 5 油泵泄漏过大或损坏 低 更换油泵 6 油温过低 低 加热油温 7 高压蓄能器回油截止门没关 低 找出此门并关闭 41. EH系统油箱油温升高的原因及处理: 序号 原因(>60?): 处理: 1 溢流阀卡死导致溢流 重新调整整定值或更换此门 2 冷却水温超过35? 降低冷却水温 3 冷却水控制开关失灵 重新更换此开关 4 冷却水进出水截止门没开 打开冷却水进出水门 5 冷却水控制电路故障 检修并打开电磁水阀旁路开关 6 循环冷却油泵没有投运 启动该油泵 42.说出轴封汽投运操作注意事项。 1) 轴封供汽暖管疏水要充分，尤其在机组热态时。 2) 向轴封送汽时，应注意低压缸排汽温度变化和盘车运行状况。 3) 尽可能缩短送轴封与抽真空及送轴封至机组冲转的间隔时间。 4) 轴封供汽必须有不小于14?的过热度。机组热态启动或停止时，高中压转子轴封蒸汽温度与转子表面金属温差应,111?。 5) 严禁转子在静止状态下，向轴封送汽。 6) 无论机组冷态或热态启动必须先送轴封汽、后拉真空。 7) 停机后，凝汽器真空到零，停止轴封供汽。 43. 叙述轴封汽停运步骤。 1) 确认汽轮机处于停机状态，转子静止，真空已到零。 2) 关闭轴封减温器减温水调节门前后隔离门。 3) 立即按顺序关闭各轴封压力调节门前后隔离门:主汽至轴封调节门、辅汽至轴封调节门、冷再至轴封调节门、溢流阀。切断向每个轴封压力调节门的蒸汽供应。 4) 轴封压力到0后，停止轴加风机运行。 44.写出轴封系统运行监视调整及维护 1) 定期检查轴承回油是否带水，以便分析轴封蒸汽压力设定是否偏高或轴封蒸 汽疏水是否畅通。 2) 监视轴封蒸汽压力设定不应太低，以免影响真空。 3) 监视低压轴封温度，防止轴封减温水调节门失灵，造成轴封带水。 4) 监视轴加风机运行正常，轴封加热器内负压正常，防止轴加风机失效，轴封蒸汽外溢。 5) 监视轴封加热器水位正常。 45. 真空泵运行中有哪些维护项目。 1) 真空泵电流是否正常。 2) 真空泵声音是否正常，泵及电机振动是否正常。 3) 轴承温度是否正常。 4) 真空泵填料密封处漏出的密封水是否适量。 5) 汽水分离器的液位是否在规定范围内。 6) 真空泵的工作水温是否正常。 7) 真空泵冷却器的冷却水供水压力、供水量是否正常，冷却器的冷却效果是否正常。 8) 补充水由凝结水系统供水，通过减压阀，控制压力为0.15,0.3MPa，当凝结水水质不合格及真空泵组启动前，由凝补水泵供给。 9) 检查气动蝶阀的压缩空气压力正常:0.4,0.7MPa。 10) 备用泵进口气动门应关闭，无吸气现象。 46. 循环水泵投运前的检查和准备 1) 检查循环水系统所有设备、管道完好，检修工作结束，人孔门关闭，工作票已终结。 2) 按《阀门检查卡》检查循环水系统阀门已处启动前正常状态。 3) 检查循环水泵前水池清洁无杂物。 4) 检查补充水系统，冷却塔水位正常。 5) 确认循环水系统保护及联锁试验良好、报警正常，所有热工仪表指示正确，有关表计、信号、控制、保护电源已送上。 6) 确认循泵房排污泵、循环水泵等电机绝缘合格后送电。 7) 检查循环水泵电机上轴承油位应在规定油位。 8) 送上循环水泵出口液控蝶阀控制电源、动力电源。 9) 查循环水泵出口蝶阀油站油位正常，应在油箱油位观察窗1/2,2/3处。 10) 打开轴承润滑冷却水、电机冷却水手动门，检查循泵润滑水进口滤网差压正常。 11) 开启凝汽器循环水进、出水门和水室放空气门。 47 循环水泵的启动步骤。 1) 检查确认循环水泵进口闸门开启，吸水池水位正常。 2) 确认循环水系统充水完成 3) 检查循环水泵出口液控蝶阀关闭。 4) 确认循环水泵电机冷却水、轴承润滑水进水门全开。 5) 确认循环水泵启动条件已满足。 6) 在DCS上将泵联锁开关置“退出”位置。 7) 在就地蝶阀控制盘上将液控蝶阀开启至15%左右，将组合开关切至“远方”位置。 8) 在DCS上点击循环水泵启动按钮并确认。 9) 检查循环水泵电机冷却水、轴承润滑水系统电磁阀开启，且压力、流量正常，延时2分钟，循环水泵启动运行。 10) 检查循环水泵启动，出口液控蝶阀联开直至全开，蝶阀油泵自动停止。 11) 检查循环水泵电机电流、温度、出口压力、振动、轴承温度等正常。 12) 确认备用循环水泵不倒转，将备用循环水泵联锁开关置于“投入”位置。 48 循环水泵的停运步骤。 1) 在DCS上将循环水泵联锁开关置于“退出”位置。 2) 在DCS上点击关闭循环水泵出口液控蝶阀，检查循环水泵出口液控蝶阀开始联关。 3) 当出口液控蝶阀关至85%时循环水泵应自动停止，出口液控蝶阀继续关闭直至全关。 4) 出口液控蝶阀全关后，延时2分钟，电机冷却水、轴承润滑水系统电磁阀关闭。 5) 检查泵组不应倒转(反转时间不能超过2min)。 6) 若停泵备用，则投入循环水泵联锁。 49 循环水泵运行中检查维护及注意事项。 1) 检查循环水泵转向正确、无摩擦、电流、声音、温度和振动均正常。 2) 检查循环水泵填料的压紧程度，以有少量水从填料函处不断冒出为宜，当不能用压盖调整泄漏时，应联系检修更换填料。检查系统无泄漏。 3) 检查冷却塔水位及水位变化情况，循环水泵进口前水池水位正常。 4) 检查循环水泵轴承润滑水压力、电机冷却水压力正常，冷却水出口温度小于45?，循环水出口温度小于33?。 5) 检查循环水泵电机各轴承温度小于75?、电机线圈温度小于110?。 6) 长期停运，应每周一次注入润滑水持续10min。 7) 检查循环水泵电机上轴承油位应在规定油位(油标上红线处)，油位低时及时联系检修加油，油位高时可能是冷油器漏水引起，应及时联系检修处理。 8) 启动过程中注意监视循环水泵出口液控蝶阀开启情况正常。监视循环水泵出口液控蝶阀的开关时间和行程。 9) 两台循环水泵启动间隔时间至少1min。每台循环水泵启动失败后，不可立即再启动，待出口液控蝶阀关闭30S后才能启动，即管道内水流稳定后再启动，防止循环水系统冲击。 10) 防止泵在85,设计流量下持续运行。 11) 停泵时，应先关出口液控蝶阀再停泵，并密切注意出口液控蝶阀动作情况，严防循环水泵倒转，反转时间不能超过2min。 12) 事故停泵发生后，检查出口液控蝶阀应联动关闭，否则应立即手动关闭。 13) 出口液控蝶阀全关后，延时2分钟，关闭轴承润滑水、电机冷却水电磁阀。 50. 写出凝结水泵启动前的检查项目。 1) 确认凝结水泵联锁和保护校验良好，凝结水泵绝缘合格，送上凝结水泵电源。 2) 检查电机轴承油位正常，润滑油已加至油位计1/2—2/3处。 3) 检查凝结水泵推力轴承油位正常，达到规定油位?5mm。 4) 确认凝结水再循环调节门开启，凝汽器热井水位正常。 5) 开启凝结水泵泵体空气门，凝结水泵进口门开启，向泵体注水。 6) 开启凝结水泵推力轴承冷却水门，投入凝结水泵推力轴承冷却水，检查压力正常0.4,0.6MPa。 7) 精处理装置为备用状态，旁路门开启。 8) 通过凝补水泵向凝结水系统注水排气结束。 9) 检查凝结水系统管道各放水门关闭。 10) 检查开启凝结水再循环调节门及其前电动门和后手动门。 51. 除氧器正常运行维护有哪些。 1) 注意除氧器无漏水、漏汽和冲击振动现象。 2) 除氧器的水位正常，水位控制自动投入良好。 3) 就地水位计与DCS指示一致。 4) 除氧器压力、温度与机组运行工况相对应，除氧器运行中溶解氧符合要求。 5) 除氧器正常运行中辅汽作为备用汽源时，辅汽至除氧器压力调节门前后隔离门应全开，辅汽至除氧器供汽管道各疏水门开启，压力调节门应投入自动。 6) 正常运行数据: 滑压范围 0.147,0.844MOPa 最高工作压力 0.844MPa 最高工作温度 352? 出水温度 175? 出水含氧量 ?5μg/L 正常水位 2700mm(以除氧器筒底为0位) 最大出力 1025t/h 52.除氧器投加热的操作步骤。 1) 向除氧水箱上水至1350,1450mm ，水箱无泄漏，水位计投入正常。 2) 开启辅助蒸汽至除氧器加热管道排地沟疏水门充分疏水后关闭。 3) 开启辅助蒸汽至除氧器加热门，向除氧器送汽加热，注意监视除氧器振动及声音。 4) 除氧器升温率应维持在1.5,3?/min。除氧器加热时间23,46分钟。 5) 当除氧器水温达109?、压力达0.047MPa时，缓慢向除氧器进水，同时加 大进汽量，观察压力、水位、温度变化，压力下降太快则减少进水量，维持除氧器的温度压力稳定。 6) 将除氧器水位进至正常水位2700mm。 7) 将除氧器水位调节装置投入自动，注意除氧器水位应正常。 8) 联系化学化验除氧器出水溶解氧，溶氧合格后，关小除氧器排气门。 9) 当除氧器运行压力到达0.147MPa时，将辅汽至除氧器压力调节装置投入自动，维持除氧器定压运行，使压力保持在0.147MPa。 10) 当四段抽汽压力,0.147MPa，将除氧器进汽由辅助蒸汽切至四抽供汽，关闭辅助蒸汽至除氧器调节门，除氧器进入滑压运行。 53.凝结水泵的正常切换 1) 检查备用凝泵备用良好，具备启动条件。 2) 确认备用凝泵进、出水门开启。 3) 检查备用凝泵的推力轴承冷却水投入，冷却水压力正常。 4) 检查凝结水系统运行正常，开启凝结水精处理旁路门。 5) 在DCS上将凝泵的联锁开关置于“退出”位置。 6) 按正常启动步骤启动备用凝结水泵。 7) 检查备用凝泵启动后电机电流、振动、声音等正常，DCS状态指示正确。 8) 关闭原运行泵出口电动门，停运原运行泵，检查DCS状态指示正确，电流到零，注意泵不应倒转。 9) 检查凝泵出口母管压力正常，开启停运泵出口电动门，检查泵无倒转现象，凝结水泵联锁投入。 55. 紧急停运电泵的条件有哪些。 1) 达到保护条件，保护未动作，应立即手动停泵。 2) 给水泵组有明显的金属摩擦声，电机电流增大。 3) 轴承冒烟或油系统着火，不能扑灭时。 4) 电机冒烟、着火时。 5) 油箱油位下降，经采取措施无效。 6) 各轴承振动突然增大，超过规定值。 7) 给水管道产生剧烈振动或破裂无法隔离时。 8) 给水泵汽化，出口压力晃动。 56.汽动给水泵禁止启动条件。 1) 小机控制系统失常，不能控制转速。 2) 小机超速试验不合格。 3) 汽动给水泵组本体的任一保护故障。 4) 盘车时汽动给水泵组转动部分有明显的金属摩擦声。 5) 主要热控监测和报警信号失灵(如转速表、轴向位移、振动、给水流量、进汽压力、温度等)。 6) 交流润滑油泵、直流油泵、盘车装置之一工作不正常。 7) 油质不合格或油箱油位低于规定值。 8) 危急保安器动作不正常，低压主汽门、调节汽门卡涩、关闭不严。 9) 给水泵再循环系统回路有故障，影响阀门正常开、关。 10) 给水泵出口逆止门卡涩或关闭不严。 11) 给水泵中间抽头逆止门卡涩或关闭不严。 57.小机冲转与升速过程中的注意事项 1)随时注意前、后轴承处的轴振峰峰值:在连续运行时不得超过0.1mm(报警)，在越过临界转速时不得超过0.15mm(跳小机)。 2)随着小机转速升高，注意及时调整润滑油温度，控制油温在45?3?左右。 3)轴承回油温度应小于65?。 4)小机转速,3000rpm，延时600s，检查关闭小机本体疏水。 5)小机排气温度小于80?，应检查喷水电动门关闭。 58.汽动给水泵组运行中有哪些检查和注意事项 1) 检查汽泵前置泵电流、电机振动、声音、轴承温度应正常。 2) 检查给水泵及小机轴承振动、温度、轴承油压、回油油流情况，必要时进行听音工作。 3) 检查小机轴封运行情况，调整小机轴封不冒汽。 4) 检查润滑油滤网差压，正常压差为?0.035MPa，当?0.08MPa时及时联系切换清洗滤网。 5) 检查给水泵隔套冷却水、机械密封水运行情况。 6) 主机增减负荷时，应注意小机进汽压力的变化。 7) 定期检查系统无漏汽、漏水、漏油。 8) 定期分析油质，及时投用油净化装置。 9) 定期进行小机主油泵切换、事故油泵试验、低压主汽门活动试验。 59. 辅汽系统投运步骤。 1) 启动锅炉起压后，微开启动锅炉供#1机辅汽母管隔离门进行暖管。 2) 确认各疏水点疏水畅通。 3) 暖管应缓慢进行、注意辅汽母管无振动。 4) 缓慢全开启动锅炉供#1机辅汽母管隔离门，随着启动锅炉升温升压，检查辅汽母管参数应逐渐升高。 5) 辅汽母管正常投运后，检查辅汽母管压力、温度正常，压力在0.65,0.85MPa之间。 6) 根据机组启动和辅汽用户需求，投入各辅汽用户。 7) 当凝汽器真空正常后疏水由地沟切至凝汽器运行。 60. 辅助蒸汽系统运行维护。 1) 检查系统无泄漏，各疏水门状态正常，管道无振动。 2) 机组辅汽联箱压力0.65,0.85MPa、温度正常250,300?，压力控制门动作正常。 3) 机组正常运行中应严密监视辅汽联箱蒸汽温度及过热度，当温度较正常值偏低或过热度低于50?时，应关闭辅汽联箱至凝汽器疏水门，开启辅汽联箱排地沟疏水门，加强对辅汽联箱疏水，注意辅汽联箱蒸汽温度应上升。 4) #1、2机双机正常运行时，辅汽联络门应打开，保持热备用状态。 61.密封油系统投运的总则。 1) 机组投入连续盘车前及发电机气体置换前，应投入密封油系统。 2) 密封油系统投运前，汽轮发电机润滑油系统必须运行。 3) 在发电机内充有氢气时，必须保持空侧油箱上密封油排烟机连续运行。 4) 在发电机内充有氢气时或转子转动的情况下，必须保持一定的密封油压。 5) 在润滑油主油箱排油前，必须先将发电机内氢气排净。 62.气体置换时注意事项。 1) 现场严禁吸烟及动火工作。 2) 一般只有在发电机气体置换结束后，再提高氢压或泄压。 3) 在排泄氢气时速度不宜过快;维持机内正压，防止空气入内。 4) 发电机建立氢压前应先向密封瓦供油。 5) 在投氢或倒氢过程中，应严密监视发电机消泡箱油位、主油箱油位、氢侧密封油箱油位及油水探测器液位的变化。如有异常应及时调整。 6) 当用压缩空气对发电机打压时，应注意压缩空气的质量合格。