燃气发电厂面试试题
口试题答案
一．汽机部分
1. 汽轮机启动前应检查那些项目？
1) 所有检修工作结束，工作票已全部收回。
2) 楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。
3) 所有的管道、系统应连接完好，管道支吊牢固，管道保温完整。保护罩壳完好。
4) 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。
5) 厂房内通讯系统正常。
6) 启动用工具、仪器、各种记录、已准备好，消防水系统正常、消防设施齐全。
7) 各辅助系统控制电源、电机电源、信号电源送电，且无异常。
8) 所有信号报警系统正常，仪表电源投入。
9) 厂用计算机工作正常，CRT显示正常。
10) 汽轮机本体各处保温完整。
11) 汽轮机各高中压主汽门、调门及控制机构正常。
12) 汽轮机滑销系统，缸体能自由膨胀。
13) 排汽缸安全门完好。
14) 主油箱事故放油门关闭，应加铅封。
2. 汽轮机正常运行监视那些参数？
1 主蒸汽压力
2再热汽压力：正常运行时不超过4.84MPa。
3主、再热蒸汽温度
4汽缸金属温度
5高缸排汽温度。排汽温度达404℃报警，达427℃自动停机。
6胀差
7振动
8轴向位移
9低缸排汽温度
10凝汽器真空
11润滑油压力及温度
12 EH油压及油温。
13 EH油箱油位。
14调节级与高缸排汽压力之比。
15轴封蒸汽压力及温度。
16蒸汽品质
3. 汽轮机热态启动的注意事项及具体操作步骤？
注意事项：
1) 注意应先投轴封，后抽真空。避免抽入冷空气造成轴端的局部冷却。同时注意轴封温度的控制。
2) 保证较高的锅炉上水温度，原则上应≥120℃。
3) 提前准备两台小汽机，在冲转前将小机冲至2600rpm备用（启动炉汽源）。以满足机组并网后快速带负荷的需要。
4) 冲转前保证厂用汽压力稳定，必要时可限制热网和除氧器汽源。
5) 根据高中缸金属温度及相应温度的启动曲线正确掌握冲动参数：
6) 为防止冷缸，应保证主汽温度高于高缸金属温度100—150℃。如压力和温度上升速度不匹配，则应提早打开高、低压旁路，开大过热器疏水，使主蒸汽参数达到冲车要求，但炉膛出口烟温不得大于538℃。
7) 用500 rpm/min的速率连续冲至TV-GV阀切换前转速。
8) 汽机定速后，应迅速并网。
9) 汽机并网后应立即带上相应的工况点负荷，绝不允许汽缸温度下降。
10) 并网后，若高中压缸胀差向负值增大时，应加快升温、升压、升负荷速度。
11) 并网后升负荷过程中应注意机前压力变化。
12) 热态启动时汽机本体疏水门必须全部开启。
13) 启动过程中，应严密监视并控制转子偏心度、振动值、汽缸上、下缸温差及转子应力趋势应正常。
启动步
骤：
推荐冲转参数
1) 主蒸汽压力4.12MP
a
2) 主蒸汽温度425℃
3) 再热蒸汽温度400℃
升速
1) 热态启动时，根据锅炉压力分别按以下两种情况升参数。
* 锅炉压力小于4.1 MPa时以0.088 MPa／min的升压率，4℃／min的升温率升参数
* 锅炉压力大于4.1 MPa时以0.2 MPa／min的升压率，4.5℃／min的升温率升参数.
2) 按冷态启动DEH控制盘与CRT的操作方法，将确定的升速率及目标转速600r/min输入到控制器中。
3) 在转速低于600r/min时，偏心率指示应稳定，且＜0.0762mm，升速至600r/min时，检查汽轮机所有监视仪表，并确认其工作正常，在转速＞600r/min时，注意观察振动等。
4) 检查正常后，继续升速，目标转速2930r/min。
5) 转速达2930r/min时，保持，按冷态启动阀切换的各项要求进行确认，满足条件后进行阀切换。
6) “阀切换”结束后，设定升速率50r/min2,将机组升速至3000r/min。
并网带负荷
1) 汽机定速后，根据需要进行跳闸试验，在控制室或就地操纵跳闸按钮或操作杆，使机组跳闸，检查主、再热汽门无异常。
2) 汽机重新复置，将机组转速升至3000r/min。
3) 根据需要进行危急保安器充油试验。
4) 试验完毕后，联系电气进行发电机并网。
5) 按冷态启机方式，发电机并网后带5%负荷。
6) 根据第一级蒸汽温度及第一级金属温度，确定5%负荷下暖机时间（如参数变化即高压缸进汽参数变化，需重新确定第一级蒸汽温度，从而确定暖机时间）。
机组5%负荷暖机结束后，以0.27MPa/min升压率，1.5%升负荷率进行升负荷。
4. 启机过程中胀差增大原因及处理？应采取那些相应的防范措施，避免出现较大胀差？
原因：
1） 启动参数控制不好。
2） 升温升负荷速度过快
3） 汽机滑销系统卡涩，导致汽缸膨胀不好。
4） 轴封温度调整不好。
5） 暖机时间不够。
处理∶
1） 停止增加负荷和蒸汽温度。
2） 适当增加中速暖机时间。使汽缸的绝对膨胀值达到规定要求。
3） 降低轴封供汽温度，最低不得低于140℃。
4） 必要时可适当降低真空。
5） 经调整无效，胀差达极限值时，应打闸停机。
5. 主机正常运行时，厂用电中断有什么现象？如何处理？
厂用电中断的现象：
1) 交流照明熄灭，事故照明灯亮。光字牌报警。
2) 锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。
3) 厂用电母线电压降到零，无保安电源的交流电机均跳闸。
厂用电中断的处理：
1) 确认主机、小机、空侧、氢侧直流油泵自启动，否则手动启直流事故油泵。
2) 确认柴油发电机自启动，否则手动启动柴油发电机，使保安段带电。
3) 确认UPS切换正常。
4) 厂用电中断后，应复归设备并
将设备联锁切除。
5) 手动关闭可能有汽水倒入汽机和凝汽器的阀门。
6) 保安段
带电后，启应急冷却水泵，启主、小机、密封油交流油泵，停直流油泵。启各辅机油泵。
7) 机组惰走过程中，应注意监视润滑油压、油温及各轴承金属温度和回油温度。
8) 主、小机静止后如厂用电仍未恢复，应记录停转时间，当厂用电恢复后，投盘车前应转动转子180℃直轴。
9) 投入盘车4小时后才可重新冲车。
10) 厂用电中断后，除根据情况必须的操作外，一般维持设备的原状。
11) 厂用电恢复后，机组的启动程序原则上按机组热态启动的顺序进行，当低压排汽口温度大于70℃时，应先启动凝结泵喷水减温后，再启动循环泵。
6. 锅炉制粉系统故障导致负荷快速下降，机侧应注意什么及相应处理？
1) 如锅炉运行异常导致负荷快速下降，要相应调整汽轮机进汽量，稳定蒸汽参数。
2) 机组负荷骤降时，应注意监视小汽机、除氧器汽源切换正常。
3) 注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位。如果调整异常，可暂时解除自动，手动调整至正常后投入自动。
4) 注意监视机组的瓦温、回油温度、轴位移、振动等正常。
7. 汽轮机滑参数启动注意事项？与定参数启动比较有何优缺点？
1) 主、再热汽温与高、中压缸金属温度可以得到合理的匹配。
2) 在允许的金属温度变化率的情况下，低参数的蒸汽将有较大的蒸汽流量，便于汽机合理的加热与冷却，缩短启停时间。
3) 便于胀差和热应力的控制。
4) 具有较高的经济性和安全性。
8. 机组正常运行轴承振动增大现象、原因及处理？
现象
1) 振动记录仪指示增大
2) 厂用CRT、DEH-CRT振动显示增大，报警。
3) 机组噪音增大。
振动增大原因
1) 动、静摩擦或大轴弯曲。
2) 转子质量不平衡或汽机断叶片或汽机内部部件损坏脱落
3) 汽机进冷汽、冷水造成汽缸变形。
4) 中心不正或联轴器松动。
5) 轴承工作不正常或轴承座松动。
6) 滑销系统卡涩造成膨胀不均。
7) 因发电机磁场不平衡或风叶脱落等原因造成机组振动
机组振动的处理
1) 汽轮机启动冲转及升速过程中如振动异常增大，按下列原则处理：
2) 汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速以下，轴承振动增大时不可降速暖机。
3) 汽轮机冲转后，当转速小于600r/min，偏心度大于0.076mm时，应打闸停机，转速降到零后投入盘车，待偏心度小于0.076mm后，方可重新启动。
4) 汽轮机转速大于600r/min时，如果任一轴承振动达到0.125mm时，应保持转速暖机，若振动下降稳定，此时方可重新升速。
5) 在升速过程中，任何转速下，当振动达到0.2
54mm时，应立即打闸停机。禁止采用降速暖机或强行升速的方法消除振动。
6) 正常运行中振动异常增大时，应先采取降低
负荷的办法，降低振动值直至振动稳定减小为止，重新升负荷时应特别注意振动变化，若振动继续增大时禁止升负荷。若振动大于0.254mm时应立即打闸停机。
7) 正常运行中因断叶片振动异常增大，并听到汽轮机内部有金属摩擦声时，应立即打闸停机，并破坏凝汽器压力。不论振动有何变化，发现汽机内部有金属摩擦声或 撞击声，应立即打闸破坏凝汽器压力停机，并禁止重新启动。运行中发现轴封部有明显摩擦甚至冒火花时，应立即打闸破坏凝汽器压力停机。
9. 循环水系统运行维护内容有那些？
1) 循环泵出口压力0.27MPa。
2) 电机电流≤378.6A。
3) 电机定子绕组温度<125℃。
4) 电机推力轴瓦及导向轴瓦温度<80℃。
5) 电机下轴承温度<95 ℃。
6) 上机架、定子机座振动≤0.10mm，泵组声音正常。
7) 水塔水位1.5—1.6m，滤网前后水位差≤50mm。
8) 循环泵润滑水流量≥3.5 m3/h，压力≥0.38MPa。
9) 冷油器水量10 m3/h，压力≤0.3MPa。
10) 上机架油室油位1/2—3/4。
11) 出口蝶阀油箱油位在油位计2/3处，蓄能器投入，油系统工作压力在16-20.5 MPa。
12) 备用泵联锁投入，出口蝶阀联锁投入，润滑水投入。
10. 汽轮机紧急故障停机条件？
1) 机组自动跳闸条件满足而保护拒动时。
2) 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管破裂无法运行时。
3) DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。
4) EH油泵和EH油系统故障危及机组安全时。
5) 凝汽器真空低于-81KPa，虽然减负荷到零仍不能恢复。
6) 主汽压力异常升高至22MPa。
7) 主汽温度异常升高起过565.8℃或降低至465℃。
8) 运行中、高压缸排汽温度升高至424℃或排汽压力升高至4.92Mpa。
9) 高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7。
10) 发电机定子线圈冷却水中断30秒仍不能恢复或定子冷却水出水温度达90℃。
11) 机组大联锁保护拒动时
11. 主、再蒸汽温度过低和过高对汽机运行有何危害，机组正常运行对主、再汽温有何规定和要求？
过高危害：
1) 主蒸汽在调节级内焓降增加，在负荷不变的情况下，调节级动叶片有可能发生过负荷现象。
2) 会使金属材料的机械强度降低，需变速度增加，汽门汽缸、轴封等紧固部件发生松驰，将导致设备的损坏或某些部件的使用寿命缩短。
3) 会使各部件热变形和热膨胀加大，如果膨胀受阻，可能引起机组振动增大。
4) 首先反映出转子热应力增大和胀差增大。
过低危害：
1) 当汽压不变，汽温降低时，使汽机
焓降减少，调节级的反动度及轴向推力增加，汽机经济性降低。
2) 使汽机末几级的蒸汽湿度增加（在汽压不变情况下），对末几级动叶冲蚀加剧，缩短叶片使用寿命。如
果此时保证压力不变，必须增加蒸汽量，则会引起叶片过负荷。
3) 汽温急剧下降，容易产生水击，转子热应力和胀差会向负的方向增大，使高温部件产生热变形，造成动静磨擦，振动增大。
规定和要求:
1) 正常运行时，主、再热蒸汽温度允许在527～542℃范围内变化。
2) 主、再热蒸汽温度异常升高至543～551℃之间运行时，一年累计时间不得超过400小时。
3) 主、再热蒸汽温度异常升高至551～565℃之间运行时，一年累计时间不得超过80小时，每次连续运行时间超过15分钟时应立即停机。
4) 主、再热蒸汽温度超过565℃时，应立即手动停机。
5) 主、再热蒸汽温度异常时，应迅速采取措施恢复汽温至正常，在处理过程中，若汽温在10分钟内急速下降超过50℃应立即停机。
12. 机组的启动旁路系统有何作用？
1) 改善机组的启动性能，缩短启动时间。
2) 机组正常运行时，高、低压旁路装置具有超压安全保护的功能
3) 旁路能适应机组定压运行和滑压运行两种方式
4) 当电网或机组故障跳闸甩负荷时，旁路装置应快速动作，实现带厂用电或空转或停机及维持锅炉最小负荷运行功能，使机组能随时重新并网恢复正常运行。
5) 在启动和甩负荷减负荷时，可保护布置在烟温较高区的再热器，以防烧坏。
6) 回收工质，减少噪音。
13. 汽机转子串轴增大的现象、原因及处理？
现象
1) 厂用CRT.DEH—CRT显示增大并报警。
2) BTG“盘振动轴承磨损”声光报警，当达到跳闸值时“汽机轴向位移大跳闸”声光报警。
3) 推力轴承温度异常升高。
原因
1) 主机负荷或蒸汽流量变化较大。
2) 推力轴承断油或磨损。
3) 汽轮机进冷空气或主.再热蒸汽温度下降过快。
4) 叶片严重结垢,脱落。
5) 凝汽器凝汽器压力变化。
6) 抽汽运行方式变化,使抽汽压差增大。
7) 高.低压调速汽门不正常关闭引起单侧进汽。
8) 汽机发生强烈振动，使平衡活塞汽封片磨损严重，失去平衡作用。
9) 发电机转子串动。
处理
1) 检查推力轴承温度，回油温度，胀差，振动等变化情况。
2) 负荷与蒸汽流量骤变应迅速稳定负荷并调整蒸汽参数至正常值。
3) 采取措施轴向推力仍不能恢复应立即减负荷。
4) 轴向推力增大，且推力轴承内部及汽机内部有摩擦声或机组剧烈振动时应按紧急停机处理。
5) 轴向位移超限时立即停机。
14. 如何作主机超速试验?此项试验有哪些规定?
试验规定及注意
事项
1) 机组启动、大修及危急保安器单独检修后，必须进行超速试验。
2) 机组冷态启动过程中的超速试验应在机组带一定负荷后连续运行几小时。
3) 本试验必须由总工程师主持。
4) 本试验必须在高中压主汽
门、调速汽门严密性试验，危急保安器充油试验，手动打闸试验完毕并且动作正常后进行。
5) 试验在机组空载下进行，应严密监视转速、振动、轴向位移、胀差、低压缸排汽温度的变化。
6) 试验前应配备足够的人员、仪表、工具。
试验方法
1) 确认危急保安器滑阀位置。
2) 操作汽机在20-90秒内将转速升到危急保安器动作转速，记录动作转速，指示灯显示离心飞锤动作。
3) 当转速高于3360rpm而危急保安器未动作时，立即打闸停机。
4) 试验时转速的提高必须均匀，不许用较高的速率提升转速，以免造成试验时的误差。
5) 当机组转速降至3000rpm时，重新恢复汽机。
15. 汽轮机冷、热态冲车参数选取以什么为依据？冲车参数高低对汽轮机有何影响？
汽轮机冷热态冲车参数的选取是以进汽区的金属温度作为依据的，以保证蒸汽与金属之间的合理温差，防止金属产生较大的热冲击或热应力变化过大为依据。
冲车参数过高，会导致胀差正向增大，严重时会导致动静摩擦。影响到机组的寿命。
冲车参数选择过低，会导致缸体受冷，上下缸温差增大。
16. 汽泵冲车注意事项及正常运行巡检项目和监视参数有那些？
注意事项及有关操作
1) 升速过程中轴振不允许超过75μm。
2) 注意倾听给水泵组内部声音，发现有金属磨擦声或振动大时立即停机。
3) 及时调整油温保持在45℃。
4) 转速升高应平稳。
5) 临界转速时应快速通过。
正常运行巡检项目和监视参数
1) 小汽机进汽压力、进汽温度
2) 轴承及推力轴承温度
3) 油箱油位
4) 排汽压力、排汽温度
5) 润滑油压
6) 调节油压
7) 转速、流量、出入口压力
8) 轴向位移
9) 轴承振动
10) 给水泵汽轮机冷油器出入口油温
11) 给水泵汽轮机润滑油滤网差压
12) 给水泵汽轮机调速油滤网差压
13) 给水泵汽轮机轴封进汽压力、温度
14) 泵体振动情况、声音情况。
15) 泵体及管路有无漏泄情况。
17. 凝结水系统正常运行监视参数和巡检项目有那些？
1) 轴加入、出口水温。
2) 热水井水温。
3) ＃7/8低加出入口水温。
4) ＃7/8低加出／入口压差。
5) 凝结水流量，热水井水位，凝结水再循环量，热水井补水量。
6) ＃5、＃6低加入、出口水温。
7) ＃5、＃6低加入、出口水压。
8) 除氧器入口水压、水温。
9) 凝结水贮水箱水位、水温。
10) 凝泵入、出口水压及滤网差压。
11) 凝输泵出口水压力、流量。
12) 除盐装置入／出口压差。
13) 凝泵轴承温度、油位。
14) 凝泵电机线圈温度，轴承温度，电机电流。
15) 凝泵冷却水流量。
16) 凝结水泵电机与泵的振动、声音、盘根温度等。
17) 电机润滑油压力，油箱油位，电机
供油、回油温度，回油流量。
18) 电机润滑油滤网差压，当差压高报警时及时将滤网切换到备用侧运行，对堵塞侧的滤网进行清洗。
18. 顶轴油系统的作用？为何机组转速升至一定时须停止？
作用：在机组启动和停机之前投入顶轴油装置，以便将汽轮发电机转子顶起，以减小盘车的起动转矩，使盘车装置能够顺利地投入工作。这样也可避免轴颈与轴承间摩擦，以保护轴承和轴颈部被损害。
当转速升至800rpm，顶轴油系统应自动停止，以防止油膜增厚导致转子振动。
19. 大容量机组停机后为什么不允许马上破环真空？机组停机后何时破坏真空？为什么？
因为这时转速很高，破坏真空会产生磨擦鼓风使局部达到很高的温度。另外破坏真空后，比容降低，流过末级的容积流量减少，这种现象可引起叶片的动应力骤增。这是由于蒸汽流场的扰乱，叶片根部的脱流和顶部的涡流，加之蒸汽比重增大，使冲击力增大，可能激发叶片的颤振。
所以一般汽机在打闸后转速降到2000rpm后才能破坏真空。
20. 汽轮机冲车过程中，高、中压缸上、下温差增大原因以及如何控制好上下缸温差？
原因：
1） 启动过程中，温度较高的蒸汽上升，而疏水下降，使汽缸下部受热条件恶化，会造成上高下低的温差。
2） 在启动过程中，汽缸疏水不畅或不及时导致受热不均。
3） 汽缸保温不好。
4） 进汽管路疏水不及时导致冷水进入汽缸。
处理：
5） 改善汽缸的疏水条件，及时疏水。
6） 加强汽缸的保温工作，减少冷空气的对流。
7） 合理选择冲车参数，避免汽缸进冷气冷水。
8） 控制好各加热器的水位在正常值，避免加热器满水。
21. 汽轮机滑参数停机过程中应注意哪些问题？
1) 滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯50℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。
2) 滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度应保持在50℃以上。
3) 滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压自动主汽门，调速汽门开度的试验。
4) 应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。
5) 在降温降压的过程，应特别监视高、中压转子有效温度，应力趋势、中压叶片持环温度及中压转子中心孔温度变化清况。
6) 监视和分析主汽门腔室、高、中、低压缸温及ATC所显示
的汽机各点金属温度下降率应正常。
22. 分析排汽压力过高对汽轮机有何危害?
1) 汽轮机焓降减少，出力降低。
2) 排汽缸及轴承等部件膨胀过度，引起机组中心改变产生振动。
3) 由于造成排汽温度升高，引起凝汽器铜管的胀口松驰，破坏凝汽器的严密性。
4) 排汽比容减少，蒸汽流速降低，
末级就要产生脱流和涡流。同时叶片要产生较大激振力和冲击应力，末级容易损坏叶片。
23. 汽轮机自动跳闸条件？
1) 凝汽器真空低
2) 轴向位移大
3) 润滑油压低
4) EH油压低
5) 轴承振动大
6) 汽轮机超速(电)
7) 机械飞锤超速保护
8) OPC超速保护。
9) 发电机保护动作
10) 锅炉MFT
11) 高压缸排汽压力高4.92MPa
12) 高压缸排汽温度高424℃
24. 机组正常运行，一台汽泵跳闸如何处理？
1． 立即降低机组负荷负荷。
2． 迅速启动备用电动给水泵，并快速接带负荷。（注意电泵油温调整）
3． 必要时可解除汽泵自动，手动增加另一台汽泵出力。
4． 汽泵大负荷运行时，注意检查未跳闸汽泵的运行情况，如振动、串轴等参数变化过大时，可适当降低出力。
5． 事故处理过程中应始终注意监视汽温、汽压及主机真空的变化情况。
6． 注意凝结水系统的运行情况，保证凝汽器、除氧器及各加热器水位。必要时可解除自动，手动调整。
7． 查明汽泵跳闸原因，准备重启。
25. 汽轮机运行的主要经济指标有哪些？
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：
1） 汽压
2） 汽温
3） 真空
4） 给水温度
5） 汽耗率
6） 热耗率
7） 循环水泵耗电率
8） 给水泵耗电率
9） 高加投入率
10） 凝汽器端差
11） 凝结水过冷度
12） 汽轮机热效率
26. 机组正常运行时影响凝汽器真空降低原因有那些？如何处理？
原因：
1) 循环水中断或水量突减，系统阀门误动；
2) 凝汽器水位控制失常，凝汽器满水。
3) 轴封汽源压力降低或汽源中断；
4) 真空泵故障；
5) 真空系统抽汽门发兰、管道结合面漏泄；
6) 低压缸安全门损坏；
7) 旁路系统误动；
8) 机组负荷变化；
处理：
1) 发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因进行相应处理。
2) 当凝汽器真空下降至12KPa时，启动备用真空泵，提高凝汽器真空，如继续降低，应按真空每下降1KPa，减负荷100MW，凝汽器真空降至18KPa，负荷应减至零。
3) 当凝汽器真空下降至19KPa，虽然减去全部负荷，仍无法恢复时，应汇报值长，紧急停机。事故处理过程中，当真空下降到停机值时，保护未动作应进行故障停机。
4) 凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高
情况，开启排汽缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过79℃(空负荷排汽温度≯120℃)。
5) 因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水门。
6) 如循环水全部中断，应立即脱扣停机，并关闭凝汽器循环水进出水门，待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时，再向凝汽器通循环水。
7) 因真空泵运行不正确影响真
空，则应启动备用真空泵运行，停运故障泵，并关闭进气隔绝门。
27. 润滑油系统投入前检查那些项目？巡回检查内容有那些？
润滑油系统投入前检查：
1) 有关电气、机械方面的检修工作结束。
2) 主油箱事故放油门关闭且无内漏并加铅封。
3) 联系化学开补油泵,向润滑油箱补到高油位，化验油质合格。
4) 油泵电机绝缘合格，送电。
5) 系统中的各种压力表门打开，油位检测隔离门打开，所有放油门关闭。
6) 压缩空气系统投入运行。
7) 润滑油净油系统具备投入条件。
8) 开式水系统投入运行。
运行中监视项目
1) 润滑油压为0.096~0.123MPa。润滑油泵出口压力0.3MPa左右，
2) 主油泵出口油压为1.67~1.76MPa左右。
3) 主油泵入口油压为0.098±0.02 MPa。
4) 润滑油温在38—49℃，各轴承的回油温度＜65℃，回油量正常。
5) 主油箱油位在0±50mm。低时进行补油并查明原因。
6) 每天检查活动油位计一次，并和控制室油位核对。
7) 各油泵及风机运行无摩擦，振动正常。
8) 系统无漏泄。
9) 监视润滑油质，油质不合格时进行油净化处理。
28. 除氧器者正常运行中，引起除氧器振动大原因及处理？
原因：
1) 热负荷过大
2) 淋水盘堵塞
3) 气体流速大
4) 喷嘴脱落
5) 汽水温差大
29. 在什么情况下需要破坏凝汽器真空停机？
1) 汽轮机转速上升到3330r／min，而超速保护动作。
2) 汽轮机突然发生强烈振动或汽轮发电机组任一道轴承振动达0.254mm。
3) 汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。
4) 汽轮机轴向位移大于2.27mm或小于O.27mm。
5) 汽轮机差胀大于l6.5mm或小于5.5mm。
6) 润滑油供油中断或油压下降至0.048MPa，备用泵启动仍无效。
7) 润滑油箱油位下降至-563mm。
8) 汽轮机轴承(#1～#8)金属温度达112℃，发电机、励磁机轴承(#9～#11)，金属温度达107℃，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107℃。
9) 汽轮机发生水冲击、上下缸温差大于41.7℃，10分钟内主，再热汽温急剧下降50℃。
10) 汽轮机轴封异常摩擦冒火花。
11) 发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。
12) 汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。
30. 在什么情况下需要申请停机？
1) 汽温、汽压变动超过规定值，而在短时
间内无法恢复正常时。
2) 主汽管或其他管道破裂无法再运行时。
3) DEH控制系统和配汽机构故障时。
4) 辅机故障无法再维持主机正常运行时。
因油系统故障，无法保持必须的油压与油位时。
二．锅炉部分：（答题要点）
1．锅炉冷态启动前应检查和准备工作有那些？
检查：
机组检修工作完工，所有工作票注销。
楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工
作和通行的杂物。
所有的烟风道、系统应连接完好，管道支吊牢固，管道保温完整。
厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。
厂房内通讯系统正常。
消防水系统正常、消防设施齐全。
锅炉本体各处膨胀指示器正常。
所有的吹灰器及锅炉烟温计均应退出炉外。
炉膛火焰电视摄像装置完好，冷却风门开启
电除尘振打装置.排灰系统正常。
炉底水封良好，无积灰，溢水正常。
检查省煤器灰罐内无杂物，投入水封水。
石子煤斗内清洁，压力释放箱水位正常。
出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。
锅炉辅机设备具备启动条件。
疏水系统、放空系统、风烟系统、吹灰系统、消防水系统、制粉系统、截门传动良好。
准备：
记录报表、巡检仪器、专用工具、传动试验完毕、保护联锁、信号电源投入，DCS操作电源，设备工作电源全部投入，炉水泵系统冲洗完毕，具备启动条件等。
2．锅炉制粉系统启动前检查及运行维护内容有那些？
检查：
磨煤机所有检修工作全部结束，已办理工作票终结手续。就地卫生清洁，无影响启动因素。磨煤机电机停止7天以上需测绝缘符合要求后，电机方可送电。电机盘车装置与电机解开。
检查液压油泵，液压油泵，磨辊液压油缸，排渣门销液压油缸，压力限制阀，电磁阀，换向阀，节流逆止阀及液压油系统完好。磨辊自动加载装置投入运行，系统无漏油现象。
检查磨煤机所有压力表，温度表，热工仪表取样及远传仪表接线良好。磨煤机保护控制回路、电气联锁、热工保护及自动装置实验合格，动作正常，电源和信号电源已投入。磨煤机就地油站程控柜已送电。事故按钮完整齐全。
检查磨煤机润滑油系统设备完整，油箱油位不低于1/2，不高于3/4。油箱油质合格，无乳化现象。油站冷却水处于随时投入状态。
检查磨煤机本体所有人孔门、检查孔关闭严密，磨出口分离器调节挡板指示在规定位置，磨煤机出口防暴装置铁皮完整，划痕清晰，阻燃器完整。
润滑油系统加热设备完好，处于备用状态。双桶过滤器三位六通阀手柄完好转动灵活。
磨煤机消
防蒸汽电动门手动门完好，开关试验良好。
磨煤机密封风电动、手动门完好开关灵活。
磨煤机入口冷热风门、气动快速隔绝门以及磨煤机出口一次风管快速气动关断门完好，电源和气源已送入。
检查系统设备外型完整,地脚螺栓无松动,联轴器及安全罩完好,电机接地线完好。
检查磨煤机CRT画面显示风门各挡板位置指示与就地位置相符。
检查磨煤机防爆蒸汽压力在0.3-0.4MPa ， 温度在150-17
0 ℃。
密封风机已投运,风压不低于正常密封风与一次风压差大于等于2KPa。
给煤机具备启动条件，原煤斗煤位在高限煤位。
两台一次风机均投入或至少一台风机投入,且空预器出口风压大于11 KPa。
相临层的完整油层在运行,油火焰稳定或相临的给煤机运行且出力大于50%,锅炉负荷大于30%。
喷燃器在一次风角度在水平位置。
维护：
根据锅炉负荷调节磨煤机出力在一定范围内，加煤时先加风后加煤,减煤时先减煤后减风,保证一次风量与煤量的匹配。
磨煤机正常运行控制参数：
磨煤机出口温度小于80℃。
密封风与一次风差压△P大于等于2KPa。
磨辊加载变加载程控控制运行正常, 磨辊油温小于等于100℃。
润滑油站供油温度50-55℃，油位低时应即时补油，齿轮箱入口润滑油压在大于0.1MPa ，油泵出口压力不低于0.13 MPa 。
润滑油站双室油过滤器两端差压小于等于0.1MPa 。
正常运行时电机推力轴承温度小于70℃ 。
磨煤机振动不高于50μm，电机轴承温度不高于80℃。
磨煤机电机外壳和油泵电机外壳温度不高于100℃，温升不高于65℃。
给煤机与磨煤机入口密封风压差不低于250～500Pa。
磨煤机内无异常声音，润滑油站和液压油站及系统无漏油现象。
磨煤机本体及一次风管道无漏粉现象，发现漏粉及时部位及时联系设备部点检人员处理。若发现漏粉处淤积的煤粉自燃，因及时用无压水进行灭火或用铁锹将煤粉清理走，然后再灭火。
给煤机运转正常无漏粉现象，电机接地线良好，外壳温度不得超过100℃，温升不超过65℃。
液压油系统无漏油现象，油箱油位正常，油质良好无乳化现象。
检查自动排渣系统运行正常，磨煤机渣箱无自燃现象，渣沟无堵渣现象。
3．锅炉正常运行时一台空预器跳闸如何处理？
处理：
如空预器跳闸前电流无异常变化且无任何报警，可进行一次抢合，抢合成功，应检查有无其他跳闸设备，对跳闸原因进行核查。
如抢合不成功，则按以下条款处理。
一台空预器跳闸按锅
炉快速降负荷到50％负荷处理。保证3台磨煤机运行，调整炉膛负压在正常范围。若联跳同侧吸、送、一次风机，按锅炉单侧引送一次风机运行处理。
空预器主驱动电机跳闸后辅助空气马达应自投，否则手动投入，辅助空气马达不能投入时，应投入气动盘车马达，气动盘车马达不能投入时应手动盘车，保持转子转动。
4．运行时制粉系统爆炸的现象、原因及处理？
现象：
磨煤机分离器出口温度急剧升高，磨煤机入口风压变化幅度增加。
严重时从分离器顶部及磨煤机本体上不严密处向外喷火星或煤粉。
分离器壳体温度升高，有较明显的热辐射感。
从渣箱排渣口有自燃的煤炭或燃烧的焦块。
自燃严重引起磨内粉尘爆燃或引起磨煤机内部爆炸。出口分离器防爆门喷开向外喷火星或浓烟。
磨煤机内部发生爆燃或爆炸引起炉膛负压大幅度波动，严重时引起锅炉MFT动作。
原因：
原煤斗内存煤自燃进入磨内引起磨煤机内粉尘着火或爆炸。
供煤质量差，伴随原煤三块进入磨煤机内，引起出口分离器顶部局部阻力大产生积分发生自燃导致磨煤机粉尘着火或爆炸。
原煤中有雷管或炸药，未能及时发现和清除进入磨煤机内，在高温条件下发生爆炸，引起磨内粉尘爆炸。
石子煤排渣系统发生故障，未能按规定定期排渣，使渣箱内落煤引起自燃导致磨煤机入口发生着火或爆炸。
停磨后，磨煤机通风吹扫时间未安规定进行，磨煤机内存煤较多，停磨时间较长局部发生自燃，引起磨煤机粉尘着火或爆炸。
磨煤机检修，检修人员将磨盘上煤清扫到磨煤机入口风道内，入口风道内原煤发生自燃，在启动初期磨煤机内粉尘浓度达到爆炸下限引起粉尘爆炸。
磨煤机运行过程中发生断煤，运行人员未能及时发现和处理，引起磨内粉尘浓度达到爆炸极限，因磨盘煤少，磨辊与磨盘发生磨察产生火化引起磨内粉尘爆炸。
处理：
若发生轻微自燃或着火，增加磨煤机冷风，减少热风降低磨煤机出口温度，适度降低给煤量对磨煤机进行吹扫。
磨煤机着火严重，随时有爆炸危险时，应立即按紧急停磨条件停止磨煤机运行，关闭磨煤机入口关断门和调节门，通入消防蒸汽8－10分钟进行灭火，确认磨内无火时，等磨煤机内温度下降到50℃以下时，打开磨煤机本体人孔对磨煤机进行检查（包括分离器）彻底消除着火隐患。恢复运行或作为备用。
及时检查恢复磨煤机石子煤排渣系统，将渣箱清理干净。
如果磨煤机发生爆炸，磨煤机停止
后及时进行消防灭火，等磨煤机内温度降低到50℃以下时，打开磨煤机本体人孔对磨煤机进行检查（包括分离器）彻底消除着火隐患。恢复磨煤机损坏部件。事故抢修结束按规定恢复其运行或作为备用。
5. 机组突甩负荷后，如何处理？
处理：
当机组负荷骤变时，应根椐现象和参数显示，分析查明原因。
及时停止相应磨煤机，稳定锅炉燃烧和主再蒸汽温度。
加强汽包水位调整，必要时手动调整。
若DEH控制系统工作不正常，则应将汽机控制切至“手动”方式运行。
若调速系统工作不正
常，通知维护人员处理，如不能维持运行，应申请停机；如调速汽门卡涩不得强行增减负荷。
机组负荷骤降时，应注意监视小汽机、除氧器汽源切换正常。
注意调节轴封汽压力，凝汽器水位，除氧器水位。
注意监视机组的瓦温、回油温度、轴位移、振动等正常。
6. 何为汽包虚假水位，如何判断汽包虚假水位，发生虚假水位后如何处理？
当汽包压力突然变化时，因汽包对应压力下饱和水温度发生变化，汽包水容积会发生膨胀或收缩，产生的水位变化，称虚假水位。
处理：
快速判断出虚假水位产生原因，如果负荷变化引起，应及时调整机组负荷到目标负荷。
如果应锅炉内部燃烧引起，应立即调整锅炉燃煤量和风粉配比，保证锅炉燃煤量与机组负荷匹配。
如果因调整不及时造成水位高、低报警，应立即切除自动手动调整汽包水位至正常，水位稳定后投入水位自动。
7．锅炉运行时汽包或主汽安全门动作后现象、原因及处理？
现象： 机组负荷降低，主汽压力急剧下降，汽包水位先高后低，主再热汽温降低，处理不及时引起MFT动作（通常汽包水位）
原因：系统故障使机组突甩负荷，机组跳闸、或锅炉调整不当造成气压升高等
处理：若系统故障引起负荷聚降，应设法恢复机组负荷，同时及时调整汽包水位，避免水位故障停炉。若因燃烧调整不当一般启动磨煤机煤量增加过快导致主汽压力压力急剧升高，因快速降低磨煤机煤量与负荷相匹配。若因RB 保护动作引起按RB故障处理。
8．机组运行时，发生主汽温度升高，一、二级减温水全开，汽温仍在升高原因及处理？
原因：锅炉严重结焦、喷燃器摆动角上倾后犯卡火焰中心上移、燃煤自动失灵给煤量严重超过机组对应负荷所需燃料量，炉内发生爆燃。
处理：根据原因采取相应措施。
9．引起汽包水位高、低原因有那些，如何处理？
原因：机组负荷急剧变化；炉内燃烧变化；给水泵故障；水冷壁、省煤器爆管；炉水泵故障；炉水水质恶化；安全门、
旁路调节阀、PVC阀误动等
处理：根据分原因采取相应对策。
10．简述锅炉FSSS具备那些主要功能？
* 油泄漏试验；
* 炉膛吹扫；
* 预点火操作；
* 炉膛安全灭火（MFT、OFT）；
* 炉膛安全杂项；
* 油点火器管理；
11．锅炉保护有那些内容？
* 手动MFT
* 所有送风机跳闸；
* 所有引风机跳闸；
* 所有空预器跳闸；
* 煤燃烧器投运时(油燃烧器退出时)，所有一次风机跳闸；
* 所有炉水循环泵跳闸；
* 所有炉水泵出入口差压低于90Kpa；
* 炉膛负压高于设定值；
* 炉膛负压低于设定值；
* 总风量低于20％；
* 在MFT“继
电器”复归后，在规定时间内炉膛点火失败；
* 全炉膛火焰丧失（所有喷燃器每层火嘴有三个检测不到火焰）；
* 角火焰丧失（三台以上磨煤机运行）；
* 全部燃料丧失；
* 汽包水位高250mm，延时3秒钟；
* 汽包水位低于-300mm，延时3秒；
* 所有给水泵跳闸；
* 炉内有两层以上的燃烧器在运行或负荷大于30％MCR时，汽机跳闸旁路阀未打开；
* 炉内有两层以上的燃烧器在运行或负荷大于30％MCR时，汽机跳闸发电机跳闸旁路阀未打开；
* FSSS电源丧失；
* 火监冷却风机跳闸；
12．锅炉停炉后如何实现快速冷却？应注意那些事项？
锅炉停炉后，为了在短时间内将锅炉温度降下来，需要对锅炉进行快速冷却，当空预器进口烟温低于2040C以下时，，可以启动一侧引送风机进行通风冷却，通过控制送风量来控制冷却速度。为了加快冷却速度可以采用上防水的方法加速受热面冷却。
注意事项：采用风机通风冷却必须，空预器入口烟温必须低于规定值的情况下才能进行，在冷却过程中必须严密监视受热面各段工质温度、金属温度下降速度，下降速度不能超过规程规定。
13．锅炉燃烧调整依据是什么？锅炉有那些热损失？提高锅炉效率途径有那些？
依据：机组负荷变化、炉膛燃烧稳定性、炉膛含氧量大小、就地着火情况、受热面结焦情况、锅炉飞灰可燃物等。
热损失：飞灰可燃物热损失、排烟温度热损失、机械不完全燃烧热损失、化学不完全燃烧热损失、灰渣物理显热损失、锅炉散热损失。
途径：保证合适一二次风配比，保证合适氧量降低锅炉机械和化学热损失；加强受热面吹灰，提高汽水品质，保证受热面不积灰、结渣和结垢提高锅炉换热；加强受热面保温监督，及时发现不合格的保温并及时更换；合理调整火焰中心位置，降低锅炉出口排烟温度；加强冷灰斗烟道、本体、空预器漏风管理，降低炉膛漏风提高锅炉效率。
14． 炉水冷壁泄漏现象，原因及处理？
现象：锅炉给水不正常
大于蒸汽流量；炉堂负压摆动且反正；四管泄漏监视报警；泄漏处有异常泄漏声音；锅炉排烟温度降低；泄漏严重时从炉门向外冒烟和喷火，锅炉燃烧不稳甚至引起灭火保护动作；汽包水位明显降低，引风机出力增加；
原因：水冷壁管结焦、结渣引起局部管壁超温爆管；水质长期恶化，引起管壁内部结垢，导致水冷壁管传热恶化引起超温爆管；检修安装质量和焊接质量差导致水冷壁管产生安装应力或，导致水动力工况不稳定，引起局部管道机械应力损坏或过热损坏；运行人员操作不当，造成水冷壁管壁超温爆管；水冷壁吹灰疏水不畅，引起吹灰蒸汽带水
，导致水冷壁管长期发生应力集中或发生脆化断裂。
处理：经增加给水或适当降低机组负荷尚能维持汽包水位，可在高峰后申请停炉处理；泄漏严重不能维持锅炉正常水位，或燃烧不稳经调整无效应立即停炉处理；如引起锅炉MFT动作按紧急停炉处理；锅炉停炉后，保留一台引风机运行，避免锅炉反正压。
15． 发生尾部烟道再燃烧现象，原因及处理？
现象：烟道和炉膛负压剧烈变化，烟气含氧量降低；再燃烧处的烟气温度、工质温度以及排烟温度不正常地升高；烟囱冒黑烟；引风机或烟道的不严密处向外冒烟或喷火星；严重时烟道防爆门动作，若空预器处再燃烧，其外壳发热发红，电流指示摆动。
原因：烟道再燃烧的原因是未燃尽的可燃物大量沉积或粘附在烟道受热面上，在沿烟道不严密处有空气漏入时，使其得到足够的氧量达到着火条件而复燃，引起烟道再燃烧。以下异常运行工况都可造成烟道再燃烧：燃烧调整不当或燃用低挥发分的煤种，配风不合适或风量过小，出现燃烧不完全；锅炉起停频繁或长期低负荷运行，由于炉内温度低，燃烧工况差造成未燃尽的煤粉过多；制粉系统异常运行，致使煤粉细度不均匀或过粗，导致燃烧不完全；点火初期油枪雾化不好或炉膛温度低以及喷头脱落引起烟气中含可燃物增多。锅炉灭火后未及时切断炉内所供燃料以及点火前未按规定进行通风吹扫。
处理：烟温不正常升高，应查明原因后进行燃烧调整或在再燃烧区域进行蒸汽吹灰，及时消除再燃烧根源；排烟温度或工质温度达到停炉条件时，立即停止锅炉运行，同时停止引送风机关闭风烟系统挡板；停炉后，保持少量进水以冷却省煤器，保持空预器继续运行，如确认空预器发生再燃烧因及时投入空预器蒸汽吹灰或消防水；严禁打开引送风机挡板和炉膛的看火孔及人孔门，以隔绝空气的流通；投用灭火装置或吹灰器进行灭火；确认烟道内无火源后，启
动引送风机，逐渐开启烟风挡板保持较大的负压对锅炉进行通风吹扫；检查烟道及内部设备未遭到损坏时，可重新点火启动，
16． 机组100％额定负荷运行，一台引风机跳闸，有何现象，如何处理？
现象：锅炉炉膛负压反正，主控室发故障风机跳闸报警，RB动作自动甩负荷到50％额定负荷；同侧送风机、一次风机联跳；磨煤机按照逻辑自上而下快速停止，保留下层三台磨运行；汽包水位瞬时降低，如果压力高导致PVC阀动作或锅炉安全门动作。
处理：如果RB动作按RB动作处理，如磨煤机未能按逻辑停止，应手动拉跳两台磨煤机，保留3台磨煤机运行，如果炉膛反正压应快速调整炉膛负压至正常，如果
水位自动不能维持正常水位，应立即切除自动手动进行调整；如果PVC阀或安全门动作，达到回座压力未能回座应快速采取措施使其回座，无法回座，且汽包水位或主汽参数无法维持运行时，应立即停炉。
17． 机组100％额定负荷运行，一台送风机跳闸，有何现象，如何处理？
现象：锅炉炉膛负压增大，主控室发故障风机跳闸报警，RB动作自动甩负荷到50％额定负荷；同侧引风机、一次风机联跳；磨煤机按照逻辑自上而下快速停止，保留下层三台磨运行；汽包水位瞬时降低，如果压力高导致PVC阀动作或锅炉安全门动作。
处理：如果RB动作按RB动作处理，如磨煤机未能按逻辑停止，应手动拉跳两台磨煤机，保留3台磨煤机运行，如果炉膛负压报警应快速调整炉膛负压至正常，如果水位自动不能维持正常水位，应立即切除自动手动进行调整；如果PVC阀或安全门动作，达到回座压力未能回座应快速采取措施使其回座，无法回座，且汽包水位或主汽参数无法维持运行时，应立即停炉。
18． 磨煤机启动操作？
磨煤机启动润滑油系统具备条件：
1投入油站润滑油程控系统，启动磨煤机润滑油泵，当油温低于25℃油泵低速运行，电加热自动投入。
2当润滑油温高于28℃时，油泵自动转为高速运行，当油温高于28℃自动解除电加热器。当油温高于35℃以上自动投入冷油器供水。
3当磨煤机油站润滑油压力不低于0.13MPa，油泵已转为高速运行时磨煤机具备启动条件。
启动密封风机前，应具备条件：
1）磨煤机进口一次风门关闭。
2）磨煤机冷风门关闭。
3）给煤机密封风挡板门打开。
4）原煤斗闸板打开。
5）磨煤机出口煤粉隔绝门打开。
6)一次风机启动并且一次风压建立。
7）盘车装置脱开。
8）液压关断门打开。
9）热工保护系统投入正常。
建立密封风压力：
1）启动密封风机，使密封风压
和一次风压差达到磨煤机启动条件即ΔP大于等于2KPa。
4启动高压液压油站，调节比例溢流阀的压力值。
5磨煤机启动
1）打开给煤机密封风挡板。
2）打开磨煤机出口隔绝门、液压排渣门、磨煤机密封风门。
3）投入磨煤机消防蒸汽10-15分钟。
4）打开磨煤机进口快速关断挡板。
5）打开磨煤机冷风门，保持最小风量17.1kg/s (开度在调试时校对)对磨煤机及输粉管进行吹扫30s 。
6）将给煤机调到最低给煤量启动给煤机。
7）通过磨辊变加载程控控制提升磨辊。
8）磨煤机出口温度大于60℃启动磨煤机。
9）通过磨辊变加载程控控制将磨辊落下。
10）磨辊下降到位后，液压油站比例溢流阀受给煤
机同步的信号对磨辊实施变加载力（负荷在25～100％，加载力为76KN～304KN）。
11）根据磨煤机风煤比曲线调整冷、热挡板开度，将磨煤机出口温度控制在70~ 80℃。
19． 锅炉炉水泵启动前检查内容？启动具备条件？启动操作步骤？
检查：在每次主要启动前（即锅炉停炉后首次启动）应验证下列各步骤。对于电机的常规启动要完成下列8～14项即可。
1在室温下（低于200C或与正常环境温度相同的水），用1000伏兆欧表，在接线上检测电机绝缘电阻值已测量合格（绝缘大于200MΩ）并记录。
2泵装置已灌注冷却水并已排除空气。
3电机旋转的方向正确。
4已对泵组相关的仪表（如温度计、压力开关等）报警值进行调整并经校验正常。
5已对影响炉水泵安全运转的一切设备和仪表进行检查并正常（如流量控制仪、电机保护开关等）。
6整个高压回路严密不泄漏。
7已为启动准备好适当的炉水泵台数。
8高压冷却器已具有适当的冷却水量。
9对系统进行调整使电机的出口水温度低于54.5℃。
10汽包内水位高于最低水位。
11泵出口阀全开。
12泵壳体和炉水间的温差低于38℃。
13在启动时对电机组件提供足够的水质合格的清洗水量。
14对各泵都不需要清洗水量时应将各泵充水与清洗水系统隔绝。
具备条件：
1．锅炉汽包水位要保证满足NPSH值不小于0.14MPa所要求的高度。
2在锅炉上水时，给每台炉水泵提供0.7-1.1m3/h的清洁水流量。
3泵体内进行排气且电机内应注满清洁的水，测量电机绝缘合格。
启动步骤：
20． 锅炉灭现象、原因及处理？
现象：炉堂负压表摆动大，瞬时负压至最大；一二次风压明显降低；炉膛亮度表指示降低或火焰监视发暗；炉膛变黑看不到火焰；水位瞬时下降；汽温、气压下降
；锅炉灭火保护动作并报警联跳汽机、发电机。
原因：锅炉负荷太低时炉膛温度降低，不利于燃料的加热和着火；煤质劣化：挥发分太低或灰分太大时，风量调整不当造成一次风速过大，风粉比例不当，过量空气系数太大；炉膛负压过大致使火焰被拉断；磨煤机发生故障导致锅炉燃烧不稳定调整不及时；炉膛受热面大面积掉焦；炉膛水冷壁爆破，大量汽水喷入炉内；厂用电消失引起引送一次风机磨煤机跳闸引起MFT动作。
处理：炉膛灭火后，炉膛灭火保护立即动作，快速切断锅炉燃料（油、煤）停止锅炉制粉系统和关闭减温水门、停止锅炉吹灰或排污。
如果灭火保护拒动，则要手动紧急停止锅炉运行，切断向炉膛供给一切燃料，停止制粉系统，关闭减温水。手动控制
汽包水位，调整引送风机挡板，保持炉膛通风量不低于30％，维持较高炉膛负压，进行通风不小于5min的清扫，彻底排除炉内可燃物。
21． 在什么情况下，需要申请停炉？
受热面发生泄漏，经降低机组负荷尚能维持运行时；锅炉蒸汽、给水管道、阀门发生泄漏需要停炉才能消除缺陷时；锅炉受热面结焦严重，运行不能进行清除时；吹灰器卡在炉内无法退出时；锅炉蒸汽、给水品质严重超标，运行无法控制时；冷灰斗堵焦渣严重，渣量超过冷灰斗容积2/3运行无法清除时；锅炉灭后保护及重要保护在运行中发生故障，不能恢复时；一台空预器发生故障，运行中无法进行处理时；其它设备故障短期不能恢复运行，影响锅炉安全运行时。
22． 锅炉热态启动过程？
带汽机旁路的热态启动
按锅炉启动前准备 锅炉点火升压、并网 升负荷至额定负荷。
23． 锅炉上水打压操作步骤及注意事项？
注意事项：水质合格；严格控制进水温度，进水温度40～60；控制上水时间：冬季不小于4小时，夏季不要小于2小时；锅炉上满水后，严格按规定控制升压速度，一般≤0.3MPa/min。
简要打压步骤：按照锅炉启动要求，通过给水泵向锅炉上水，当汽包上到最高可见水位时，停止锅炉上水，对锅炉进行全面检查，无漏泄后，继续上水，直至过热器出口联箱空气门见水后为止，然后通过过热器减温水门控制升压速度（≤0.3MPa/min。）当压力升到10％额定压力时，停止升压对汽水系统全面检查，无问题后继续以≤0.3MPa/min升压速度将压力升至60％额定压力对系统全面检查，无问题后继续升压到100％额定压力。升到额定压力后关闭减温水控制升压阀门，对受热面全面检查，在关闭升压门后，压力在5min内汽包压力下降不超过0.5 MPa，同时受热面无漏
泄和渗水现象，试验结束。开启放水门控制降压速度（≤0.3MPa/min），当汽包压力降至10％额定压力后，全开锅炉受热面疏水门对过热系统进行放水，开启定排或汽包放水门将汽包水位降至锅炉启动点火最低水位。
24． 锅炉主汽安全门、汽包安全门定砣运行调整注意事项？
严格按试验措施要求控制升压速度；加强水位调整和监视，在升到额定压力后，要做好水位变化事故预想，避免出现因安全门动作产生虚假水位判断不准调整不及时导致水位事故停炉；在作汽包安全门定砣试验时，必须做好汽包安全门动作后对过热蒸汽影响事故预想，避免过热蒸汽温度突降，产生过热器水击损坏过热器；加强燃烧调整，避免出现燃烧故障，影响锅炉安全；加强与就地定砣调整人员联系，严格按现场指挥命令进行升压控制
。
25． 影响锅炉结焦的因素有那些？从运行调整方面如何避免锅炉结焦？
因素：运行人员燃烧调整问题（氧量偏低炉内出现大量还原性气体、火焰偏斜、火焰中心过高等）；煤质变化未能进行相应燃烧调整；制粉系统故障，煤粉细度不合适或均匀度差；风粉管道设计安装质量问题，导致一次风、二次风速偏差较大，导致炉内切园偏离设计较大造成局部火焰集中。吹灰器故障或为按规定要求进行定期吹灰等。
避免措施：加强燃烧调整避免炉内出现还原性气体；加强受热面吹灰；合理调整一次、二次风配比，控制炉膛出口烟温。合理调整磨煤机出口分离器挡板，保证煤粉系统在规定范围内，均匀度适中。加强燃煤供应监督和燃料采、制、化工作，发现煤质变化及时采取相应调整措施。
26． 锅炉空预器启动前检查项目及正常运行维护内容？
空预器启动前检查
1空预器及其相关设备的检修工作全部结束，已办理工作票终结手续，现场卫生清理干净。
2就地检查驱动减速箱的油位在油位计的2/3处。油质良好无乳化现象。
3就地检查导向轴承，推力轴承油箱油质良好无乳化现象，油位在油位计的2/3处。
4停止15天以上就地测量主电机的绝缘合格后，将主电机送电。将辅助空气马达和盘车空气马达压缩空气气源投入。
5就地检查吹灰、水清洗装置完好，确保吹灰蒸汽、消防水源供应正常。主辅电机接地线良好，安全罩齐全，就地事故按钮完整。
6火灾监控装置投入，转子停车报警系统投入。
7就地用手动盘车装置使转子旋转两周确认转子能自由转动，无摩擦现象，听其转动声音应正常。
8在控制盘及就地做空预器主电机和辅助空气马达的联锁启动试验和主
电机事故按钮试验合格，就地确认空预器转动方向正确。
9就地检查润滑油箱冷却水系统管道、截门及冷油器无泄漏现象。
10检查空预器本体所有人孔、检查孔全部关闭严密。
11空预器入口烟道、一、二次风出口挡板开关灵活，就地位置与CRT画面显示位置相符在全关位置。
12空预器热工监视仪表、保护电源投入。
空预器的运行维护：
1机组正常运行后吹灰器每6小时吹灰一次，如果燃烧条件差，低负荷燃油时应连续吹灰，吹灰前空预器吹灰蒸汽系统疏水不少于30分钟。
2应密切注意空预器的烟气和空气进出口温度、气流阻力的变化，如
发现温度或阻力异常，应及时就地检查空预器的运行情况。
3空预器排烟温度应在不低于烟气露点（110℃）以上运行，如低于烟气露点温度应投入暖风器运行。
4检查驱动减速箱，导向轴承，推力轴承油箱油位正常，油质良好无乳化现象，冷却水畅通无泄漏现象，油箱无漏油现象，无异常振动和杂音。
5空预器上下轴承油温大于70℃报警，大于85℃时，停止空预器运行。
6检查火灾监控装置投入正常。
7经常就地检查空预器运行情况，空预器转子无摩擦、撞击异常现象。
8主电机切换到空气马达时应延时30秒。
9检查电机外壳温度不高于100℃，温升不高于65℃。
27． 两台并列动叶可调轴流式风机，同时启动或运行如何避免风机进入喘振区？
两台风机同时启动
两台风机并联运行均应在关闭动叶片的情况下启动，达到额定后两台风机的出口门同时打开，并同时向上调节风机动叶角度至额定工况（锅炉实际对应负荷风量），调节时要注意两台风机的负荷要均匀，这种情况下，风机的运行是稳定的。
一台风机运行时，启动第二台风机进行并联
如果由于机组负荷变化等原因，两台风机一台运行需要启动第二台风机时，请按下面程序进行启动机调节：
将正在运行风机的工况点下调至喘振线以下，第二台风机应在动叶关闭情况下启动，启动前，出口风门处于关闭状态，风机达到额定转速后，打开出口风门，并向上调节风机动叶角度，同时将第一台风机动叶角度下调，调整两台风机动叶角度幅度要相匹配，始终保持锅炉对应负荷所需风量。直到两台风机负荷相同时，再根据锅炉负荷需要同步调节两台风机动叶角度