巡检员岗位试题.docx

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巡检员岗位试题

巡检员岗位试题

论述题

1.真空下降的一般原因。

答：

（1）真空系统严密性不良漏空气；

（2）循环水中断或水量减少；

（3）大、小机轴封系统异常；

（4）真空泵、其辅助设备及系统故障；

（5）凝汽器水位异常升高；

（6）低旁阀误开；

（7）凝汽器水侧真空泵故障；

（8）凝汽器管板脏污或管壁结垢；

（9）真空破坏阀误开。

2.循环水系统投运前的检查。

答：

（1）按循环水系统检查卡对系统进行全面检查完毕，各设备的联锁试验正常；

（2）确认闭式水系统已投入运行；

（3）检查确认循环水泵出口蝶阀液压油站油位、油温正常，油质良好，控制系统设备正常投入，送上蝶阀油站电源；

（4）检查循环水泵电机轴承冷却水泵运行正常，冷却水压力正常；

（5）检查确认循泵电机轴承油位正常，油质良好；

（6）联系送上系统内各设备电源；

（7）投入循环水系统有关联锁；

（8）启动循泵出口蝶阀油泵，检查油位、控制油压正常；

（9）启动循泵前启动水室真空系统。

3.汽泵子组控制启动程序投入，检查启动条件满足。

答：

（1）小机油箱油位＞-625mm；

（2）油箱电加热子回路投入；

（3）小机油箱油温＞30℃；

（4）给水箱水位＞900mm；

（5）至少有一台闭冷水泵运行；

（6）凝汽器真空＞50KPa；

（7）至少有一台轴加风机运行；

（8）轴封加热器水侧投运；

（9）小机轴承温度＜80℃；

（10）汽泵轴承温度＜MAX1；

（11）汽泵泵壳上、下温差＜35℃；

（12）小机润滑油滤网差压＜0.06MPa；

（13）小机控制油滤网差压＜0.06MPa；

（14）低压汽源供小机压力>0.4MPa且低压汽源供小机逆止门前温度>250℃（或低压供汽电动门关）；

（15）小机主汽门前供汽温度>250℃；

（16）冷再供小机蒸汽压力>0.4MPa；

（17）辅汽联箱压力>0.5MPa；

（18）辅汽供小机轴封供汽温度>230℃。

4.电泵启动条件。

答：

（1）电泵泵壳上、下温差<35℃；

（2）润滑油箱温度>5℃；

（3）润滑油箱油位>MIX；

（4）工作油冷油器出油温度<75℃；

（5）润滑油冷油器出油温度<55℃；

（6）液力偶合器#1-#10轴承温度<90℃；

（7）润滑油系统压力>0.18MPa；

（8）电机轴承温度<95℃；

（9）电机线圈温度<110℃；

（10）电泵支撑轴承温度<90℃；

（11）电泵推力轴承温度<100℃；

（12）润滑油冷油器进油温度<70℃；

（13）工作油冷油器进油温度<110℃；

（14）电泵出口电动阀关或给水系统压力>3MPa；

（15）电泵最小流量阀开或电泵子组投入；

（16）至少有一台闭式水泵运行；

（17）给水箱水位>900mm；

（18）无电泵反转信号。

5.汽动给水泵启动前的检查。

答：

（1）确认检修工作已全部结束，工作票已终结；给水系统、汽泵组系统按检查卡检查完；

（2）汽泵组静态试验完毕并合格，各联锁保护合格；

（3）检查润滑油箱油位正常，油质良好；

（4）检查润滑油箱电加热子回路投入，润滑油温＞30℃；

（5）给水箱水位正常；

（6）闭冷水系统已投运；

（7）凝汽器真空正常；

（8）轴封加热器水侧已投入；

（9）主泵、前置泵密封水投入，流量、压力正常；

（10）冷再至小机供汽手动门开；

（11）检查确认汽泵前置泵入口门开，泵组及给水系统注水、排空气完毕；

（12）辅汽系统运行正常；

（13）热工测量、保护仪表投入。

6.启动第一台汽泵后，电泵/汽泵手动并泵的操作。

答：

（1）确认汽泵转速3520r/miX转速已过门垲值；

（2）汽泵出口压力＞8MPa且出口阀前后差压<1Mpa；

（3）确认电泵运行；

（4）电泵转速在“自动”；

（5）给水控制在“自动”。

（6）机组负荷在150-180MW；

（7）小机汽源在A5抽汽（特殊情况除外）；

（8）手动点开汽泵出口电动门直到全开；注意电/汽泵入口流量及其最小流量再循环的变化情况；

（9）必要时可将电/汽泵的最小流量再循环置“手动”开至＞50%开度；开启汽泵至过热器减温水电动门；

（10）开启汽泵至再热器减温水门；

（11）将汽泵转速控制置“自动”；

（12）观察电/汽泵转速、入口流量、出口压力及其最小流量再循环的变化情况；

（13）并泵过程中，尽量保持给水流量稳定；

（14）注意汽包水位变化；

（15）电、汽泵再循环阀的变化情况；电/汽泵并泵结束。

7.用H2置换发电机内CO2的操作。

答：

（1）确认发电机内已充满纯度合格的CO2；

（2）将三通阀MKG15AA061打至“1”供氢位；将充排氢三通阀MKG18AA051打至“1”供氢位；

（3）将充排CO2三通阀打至“2”排CO2位；

（4）开供氢隔离阀MKG29AA011；

（5）检查确认供氢调节阀MKG29AA161已设定好；

（6）开氢气系统手动排气阀，维持机内压力在0.02-0.05MPa；

（7）将CO2/H2纯度变送器设定范围选择在“２”位（H2在CO2中的纯度100-0%），检测排气纯度，在仪表上观察CO2纯度的降低，当CO2纯度计显示出含H2量＜80％的的纯度时，将纯度变送器设定范围选择在“3”位（Ｈ2在空气中的纯度100-80％）；

（8）当CO2/H2纯度变送器显示氢气在空气中纯度达98%，关氢气系统手动排气阀，稳定15分钟，全面排污一次（所有排气阀排气10s，此过程维持发电机内气体压力在0.02-0.05Mpa），化学人员化验合格后，将发电机升压至0.35MPa；

（9）通过CO2/H2纯度变送器前氢气流量计检查氢气体积流量必须达到16×10-6m3/s；

（10）对氢气系统全面检查一次，H2置换CO22结束。

8.制热系统联锁保护。

答：

（1）热交换器疏水温度高至90℃，疏水调门自关，当疏水温度降至78℃时，转入正常运行。

（2）辅汽供汽温度高至185℃，疏水调阀、供汽阀自动关闭，辅汽供汽温度降至175℃，转入正常运行。

（3）辅汽供汽温度高至200℃，疏水调阀、供汽阀自动关闭，安全温度限制器动作闭锁，待温度正常后，就地复位后，转入正常运行。

（4）辅汽供汽压力低至0.3MPa，压力保护装置动作，闭锁自动调节，压力正常后，就地复位后，转入正常运行。

（5）所有热水循环泵故障，退出自动方式，疏水阀、供汽阀自动关闭。

（6）汽供汽压力高至0.5MPa.压力保护装置动作，闭锁自动调节，压力正常后，就地复位后，转入正常运行。

（7）电源故障，蒸汽供汽阀自动关闭。

（8）控制单元Ｂaelz452-X停止后，供汽阀接受一连续的关信号并自动关闭；

（9）运行热水循环泵故障，备用热水循环泵自启；

（10）运行热水循环泵出口压力低，备用热水循环泵自启；

（11）外界监测温度＜16℃，热水升压泵（二级泵）自启并连续运行；

运行送、回风机停运，其出、入口挡板自动关闭，备用风机自动投入；

通风装置过滤器差压大报警。

9.机组禁止起动条件。

答：

（1）机组跳闸、联锁保护功能试验不合格，自动控制不能投入。

（2）TXP控制系统工作不正常。

（3）机组主要监视仪表或参数异常，影响机组启停及正常运行。

（4）汽轮机高中压主汽门及调门、高排逆止、各级抽汽逆止门及抽汽电动门动作不正常。

（5）汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声。

（6）抗燃油、润滑油、密封油油质不合格。

（7）抗燃油泵，交直流润滑油泵，交直流密封油泵工作不正常。

（8）顶轴油系统，盘车装置工作不正常。

（9）仪用气系统工作不正常。

（10）轴封供汽不正常。

（11）高、低压旁路系统工作不正常。

（12）汽轮机高、中压内缸上、下缸温差≥30℃。

（13）汽轮机高压缸差胀>10.8mm或<-1.5mm；汽机低压缸差胀>20.5mm或<-2.5mm。

（14）汽机防进水保护系统工作不正常。

10.锅炉上水要求。

答：

（1）锅炉上水前，应根据锅炉起动前检查卡进行检查，条件满足后方可上水。

（2）锅炉上水的温度不得低于21℃且上水温度与汽包壁温差≯50℃。

（3）锅炉上水时严格控制上水速度，夏季上水时间不少于2小时，冬季上水时间不少于4小时。

4锅炉上水水质经化学化验合格，水质要求：

总的溶解固体250ppb、氧含量5ppb、铁含量50PPb、联氨含10-20PPb、SiO2含量30ppb、铜含量20ppb、pH值9.1-9.6。

（4）锅炉上水时，省煤器再循环阀处于关闭状态，停止上水时应开启。

（5）汽包水位0mm，停止上水。

校核汽包各水位计指示正常。

（6）检查锅炉受热面及管道的膨胀无受阻现象。

11.锅炉吹扫允许条件。

答：

（1）电除尘器全停。

（2）至少一台空预器运行。

（3）至少一台送风机运行。

（4）至少一台吸风机运行。

（5）汽包水位＞-203mm，＜+128mm。

（6）所有磨煤机、给煤机停运。

所有磨BSOD、PASOD关闭。

（7）两台一次风机停运。

（8）IFT阀、OFT阀关闭，所有点火油枪、油燃烧器进油阀关闭。

（9）≥85%调风器在点火位。

（10）火检冷却风压＞4.2KPa。

（11）炉膛压力＜+1.3KPa。

（12）炉膛压力＞-1.3KPa。

（13）总二次风量＞30%BMCR。

（14）吹扫路径畅通。

12.高压旁路、低压旁路在锅炉点火中的控制过程。

答：

（1）高压旁路在锅炉点火前，投入“全自动”运行；控制过程如下：

在汽包未起压时，高旁为关闭状态，当主汽压升至0.3Mpa高旁阀维持主汽压0.3Mpa，并逐渐开启至一预定开度50%，并保持此开度，主汽压力上升直至达6Mpa，高旁阀开始调节，主汽压按冷态1.62Mpa/h、热态3.24Mpa/h的升压率升压（在此过程中，高旁阀最小开度为50%），当主汽压力10Mpa，高旁阀转入自动调节状态（50%阀位限制解除），调节主汽压力在10Mpa；

（2）低压旁路在锅炉点火前，投入“全自动”（ASA方式）运行；控制过程如下：

在再热汽未起压时，低旁为关闭状态，当再热汽压升至0.2Mpa，低旁阀开始打开调节，维持再热汽压0.2Mpa，直至开启至25%开度，当低旁阀开度达25%后，保持低旁阀开度不变，直至再热汽压力1.4Mpa，低旁阀开始调节（ASA方式自动转化至压力控制方式），调节再热汽压力在1.4Mpa。

13.锅炉汽温的调整。

答：

（1）锅炉负荷超过50%BMCR，过、再热汽温控制在541（+5，3.-10）℃，当负荷＜50%BMCR时，过、再热汽温按曲线控制。

（2）正常情况下控制低过出口汽温≯415°Ｃ，屏过出口汽温≯461℃。

（3）减温水量控制不应大起大落，两侧喷水量应尽量接近，两侧汽温偏差≯15℃。

若喷水量过大或两侧喷水量、汽温偏差过大，应采取吹灰、燃烧调整等手段进行调整。

（4）再热汽温依*烟气挡板调节，当再热器出口汽温＞541℃而再热器侧挡板已关至60%时，方可投入事故喷水，低负荷尽量不用事故喷水。

（5）用烟气挡板调节再热器汽温时，应保证再热器侧和过热器侧挡板开度之和应＞100％。

（6）锅炉负荷≤10%BMCR时，不得投用喷水减温器。

初投喷水时，应特别注意喷水后汽温变化，防止汽温骤降或蒸汽带水进入过热器或再热器。

（7）正常运行中，减温水控制投入“自动”运行，任何人不得随便解除，当减温水自动失灵或事故情况下，减温自动不能满足运行要求时，方可解除自动，34改手动调节。

14.锅炉燃烧的调整。

答：

（1）根据煤质情况，调整合适的一次风压，燃用挥发份高的煤种时，适当提高一次风压，燃用挥发份较低的煤种时，应适当降低一次风压。

（2）检查炉内燃烧工况，不应有贴壁燃烧现象，炉膛火焰呈金黄色。

（3）保持两侧氧量基本一致。

（4）将炉膛压力调节设定值维持在-50--180Pa。

（5）在磨煤机启、停及给煤机断煤跳闸和煤种变化时，尽量保持汽压、汽温的稳定，炉膛压力、燃烧器火检信号不稳时，及时投油助燃。

（6）设定目标负荷时，提前计算燃料量，防止燃料量过调，燃料量调节最大速率不得超过10%/miX。

（7）设定目标负荷350MW时，先将目标负荷逐步设定在335-340MW，稳定后，再将负荷设定至350MW。

（8）两套制粉系统运行时，选择相邻磨煤机运行；三套磨煤机运行时，根据定期切换制度进行切换。

（9）当锅炉负荷低于50％BMCR或燃烧不36.稳时应投油稳定燃烧。

单侧风机运行时，根据风量带负荷，严禁缺氧燃烧。

（10）保持锅炉侧主汽压力不得高于17.5Mpa，主汽压力达到17.5Mpa时，适当减少燃料量；炉侧过热器出口压力上升至17.9Mpa或机侧主汽门前压力升至17.5MPa且有上升趋势时，迅速拉掉一台磨煤机，汽压仍上升时，开启PRV进行降压。

15.锅炉启动前作为巡检你做哪些检查？

答：

（1）打开各孔门，检查燃烧室、烟风道、过热器、省煤器、空气预热器等处，确认内部无人工作，并无工具遗留，受热面清洁无杂物，脚手架拆除，各看火孔、检查孔、人孔门开关灵活，检查后严密关闭。

（2）蒸汽吹灰系统完整好用，各吹灰器全部退出炉外，处于备用状态。

（3）炉膛烟温探针退出，处于备用状态。

（4）炉膛火焰电视摄像镜头完好，冷却风投入。

（5）各处照明良好、充足，汽包水位计处应有事故照明。

（6）检查通讯设备良好。

16.以A侧为例说明如何建立自然通风道？

答：

（1）全开Ａ送风机入口动叶并置手动；

（2）开Ａ送风机出口挡板；

（3）开Ａ空预器二次风入口挡板；

（4）开Ａ空预器二次风出口挡板；

（5）开Ａ空预器烟气入口挡板；

（6）开Ａ空预器烟气出口挡板；

（7）开电除尘入口挡板A1、A2；

（8）开电除尘出口挡板A1、A2；

（9）全开Ａ引风机入口静叶并置手动；

（10）开Ａ引风机出口挡板；

（11）开送风机出口联络挡板；

（12）开电除尘入口联络挡板；

（13）开电除尘出口联络挡板；

（14）开Ａ引风机入口挡板。

17.在汽机启动转速至840r/mix就地检查哪些项目？

答：

（1）就地倾听汽轮发电机组转动部分声音正常。

（2）检查各轴承金属温度、轴承回油温度、轴承振动及油流情况正常，润滑油压力温度正常，检查低压缸排汽温度正常，低压缸喷水在自动。

（3）在汽机转速840r/miX之前，汽机轴承振动或相对轴振动达报警值，或汽机轴承振动或相对轴振动值突然增大，应立即打闸停机。

（4）检查汽机主要参数在限值之内，各参数若超限或接近限值并有上升趋势或不稳定禁止升速。

（5）检查发电机大轴接地电刷在刷握内活动正常，无卡涩和跳动现象。

（6）检查发电机转动声音正常。

（7）检查发电机氢压、密封油压正常。

（8）检查发电机冷氢温度及密封油温度在规定范围内。

18.机组振动大的原因有哪些？

答：

（1）润滑油压、油温异常，造成油膜振荡；

（2）动静碰磨或大轴弯曲；

（3）滑销系统卡涩造成膨胀不均；

（4）运行参数、工况剧变；

（5）转子质量不平衡或叶片断落；

（6）轴承工作不正常或轴承座松动；

（7）汽机进冷汽或冷水造成汽缸变形；

（8）中心不正或联轴器松动；

（9）发电机非全相运行或发电机磁场不平衡或风叶脱落，造成机组振动。

（10）开停机中，机组转速在临界转速范围之内。

19.何时应将该辅机紧急停运？

答：

发生下列任一故障，应将该辅机紧急停运：

（1）电动机或辅机剧烈振动并超限；

（2）轴承温度异常升高并超限；

（3）电动机有焦味或冒烟；

（4）发生其它危及人身或设备安全的事故时；

（5）该辅机跳闸保护拒动作时；

（6）轴承明显断油或润滑油系统着火时。

20.发电机频率是如何规定的？

答：

发电机频率应经常保持在50Hz运行，对发电机本身而言，其频差变化在限制范围内是允许的但从系统要求来说偏差一般不得超过±0.2Hz，当频率低于49.95Hz时，值班人员无需等待调度命令，立即自行增加发电机出力，直至频率恢复至49.8Hz以上或发电机带满负荷为止。

21.发电机正常运行中的检查内容有哪些？

答：

（1）发电机、励磁机及其冷却系统各部参数正常。

（2）发电机氢、油系统无渗漏现象。

（3）发电机本体各部无异音、无异常振动、无异味。

（4）发电机工况监视器运行正常，无报警信号。

（5）发电机转子回路接地检测装置运行正常，无接地报警信号。

（6）发电机大轴接地电刷接触良好，运行正常。

（7）发电机封闭母线微正压装置运行正常。

22.锅炉怎样防冻？

答：

（1）冬季将锅炉伴热系统投入运行，发现缺陷及时联系处理。

（2）锅炉风机油站、磨煤机油站无检修工作时应投入运行。

（3）冬季停炉放水时，应采用余热烘干法放水。

（4）设备的冷却水保持畅通，若冷却水必须停用时，打开管道放水门，把水放净。

（5）保持厂房内的取暖装置良好，并投入运行。

（6）经常检查各设备、系统管道保温处于良好状态。

（7）锅炉厂房、辅机室的门窗应关闭严密。

（8）锅炉本体消防水管在环境室温较低时，关闭进口总门，开启锅炉本体消防水管空气门和放水门，放尽存水。

23.真空下降的原因有哪些？

答：

（1）真空系统严密性不良漏空气；

（2）循环水中断或水量减少；

（3）大、小机轴封系统异常；

（4）真空泵、其辅助设备及系统故障；

（5）凝汽器水位异常升高；

（6）低旁阀误开；

（7）凝汽器水侧真空泵故障；

（8）凝汽器管板脏污或管壁结垢；

（9）真空破坏阀误开。

24.汽包水位调整是如何规定的？

答：

（1）锅炉运行中，水位调整自动运行，汽包调节水位设置0-220MW时选择“1”，220MW以上时选择“2”，就地水位计和控制室水位计应指示一致。

（2）锅炉启、停和低负荷运行时，用30%给水调节阀单冲量调节汽包水位。

（3）正常运行中，两台汽泵运行，电泵备用，给水控制通过调节给水泵转速实现。

（4）异常工况下，自动不能满足调节要求时，切为手动调节。

25.发变组转冷备用的操作步骤有哪些？

答：

1）发变组出口开关三相在分闸位置。

（2）拉开发变组主开关-1（或-2）刀闸。

（3）将6KV工作电源进线开关摇至“试验”位置。

（4）拉开副励磁机至励磁柜回路刀闸Q01。

（5）拉开主励磁机励磁回路刀闸Q52。

26.启动装置输出＞60％或汽机转速＞2940r/miX有哪些信号复归？

答

（1）当启动装置输出＞12.5％时，汽机跳闸系统复位。

（2）当启动装置输出＞22.5％时，高中压主汽门跳闸电磁阀复位。

（3）当启动装置输出＞32.５％时，高中压调门跳闸电磁阀复位。

（4）当启动装置输出＞42.5％时，高中压主汽门开启。

（5）启动装置输出至61％。

（6）负荷设定值＞15MW；

（7）负荷变化率＞0MW/miX；

27.220ＫＶ旁路开关代线路开关运行时，如何操作？

答：

（1）将旁路开关保护定值改为与所代线路开关保护定值相同。

（2）用旁路开关对旁路#4母线充电良好。

（3）拉开旁路开关，合上旁路所带线路侧-4刀闸对旁路#4母线送电。

（4）检定同期（非环网线路除外），合上旁路开关与所带线路开关并环，将线路开关停电。

（5）在用旁路带路或恢复原运行方式的倒闸操作中，应将线路侧高频保护停用，同时联系中调停用对侧高频保护，并将本侧零序电流保护停用。

28.高加投停原则？

答：

（1）先投水侧后投汽侧，停运则相反。

（2）按压力由低到高顺序投入，停运则由高到低。

（3）投运前，水侧应注水，抽汽管道暖管。

（4）投入前，确认水位自动控制及高水位保护投入可*。

（5）控制温升率不大于2度。

（6）原则上，加热器随机启停。

（7）部分停用加热器，应按规定调整负荷。

29.试述锅炉燃烧调整的目的？

答：

（1）保证锅炉额定参数稳定运行，满足汽轮机的需要。

（2）保证着火稳定，燃烧中心适当，火焰分布均匀，不烧损燃烧器、过热器等设备。

避免积灰和结焦。

（3）使锅炉保持最高的经济性。

（4）保证锅炉安全可*运行，防止设备损坏。

30.试述蒸汽含杂质对机炉设备安全运行有何影响？

答：

蒸汽含杂质过多，会引起过热器受热面、汽轮机通流部分或蒸汽管道沉积盐垢。

盐垢如沉积在过热器受热面管道上，会使传热能力降低；轻则使吸热减少，排烟温度升高，锅炉效率降低；重则使管壁温度超过金属允许的极限温度，导致管子超温烧坏。

烟垢如沉积在汽轮机通流部分，将使蒸汽的通流截面减小，叶片的粗糙度增加，甚至改变叶片的型线，使汽轮机的阻力增大、出力和效率降低，并引起叶片应力和轴向推力增加以及汽轮机振动增大，造成汽轮机事故。

盐垢如沉积在蒸汽管道的阀门处，可能引起阀门卡涩、动作失灵和阀门漏汽。

31.试述中间再热式机组旁路系统有哪些作用？

答：

其作用是：

（1）保证锅炉最低负荷的蒸发量，使锅炉和汽轮机能独立运行。

（2）在汽轮机启停或甩负荷时起保护再热器的作用，避免再热器超温。

（3）在汽轮机冲转前维持主蒸汽和再热汽参数达到预定水平以满足各种启动方式的需要。

（4）回收工质和部分热量，减少排汽噪音。

（5）事故和紧急停炉时排除炉内蒸汽，避免超压。

32.试述汽轮机真空下降的危害有哪些？

答：

其危害有：

（1）排汽压力升高，可用焓降减小，不经济，同时使机组出力降低。

（2）排汽温度升高可能引起凝汽器铜管松弛，破坏严密性；使凝汽器泄露，这时水位指示下降。

（3）排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动。

（4）可能使纯冲动式汽轮机轴向推力增加。

（5）真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片工作不利，末级要产生脱流及旋流，同时还会在直叶片的某一部位产生较大的振动，有可能损坏叶片，造成事故。

33.试述电动机运行中一相断线有何象征？

答：

（1）电动机断线后，电流表指示升高或为零，转数降低但不停止，有鸣音和振动声。

（2）电动机合闸后，电动机不转动，只发音响或达不到正常转速。

（3）运行中的电动机声音突然发生变化，电流表指示上升或为零，转速降低。

34.试述双电源MCC失电后如何处理？

答：

（1）由于PC母线失电引起的失电，应在确认失电侧电源开关已拉开后，甩掉该MCC母线全部负荷，手动合上另一侧电源，然后逐台送出负荷。

（2）由于电源开关事故跳闸引起失电，不准投入另一侧电源，应立即查找开关跳闸原因，待处理后，恢复原运行方式。

35.如何紧急停机。

答：

（1）在紧急停机盘上按下“汽机跳闸”按钮，检查汽机跳闸，高中压主汽门、调门关闭，ＶＶ阀开启，抽汽逆止阀关闭，保护联动正常，同时确认发电机应解列；

（2）停运真空泵，立即打开真空破坏阀，使汽机尽快停转。

维持凝汽器微负压20-30KPa，必要时关真空破坏阀，启真空泵，如无法维持微负压，应禁止向凝汽器排汽、水；12.5.1.3检查厂用电切换正常；

（4）启动电泵保证锅炉供水，维持汽包水位，检查除氧器汽源投入情况，注意除氧器压力变化率的变化；

（5）检查高、低旁自动投入；

（6）维持凝汽