运城电厂集控值班员值长面试题.docx

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运城电厂集控值班员值长面试题

第一组

1、空气预热器着火如何处理?

立即投入空气预热器吹灰系统，停止暖风机运行，经上述处理无效，排烟温度继续不正常升高时，应采取如下措施：

1）对于锅炉运行中不能隔离的空气预热器或两台空气预热器同时着火可按如下方法处理：

a）应紧急停炉，停止一次风机和引、送风机，关闭所有风门、挡板，将故障侧辅助电动机投入，开启所有的疏水门，投入水冲洗装置进行灭火，如冲洗水泵无法启动，立即启动消防水泵，用消防水至冲洗水系统进行灭火。

b）确认空气预热器内着火熄灭后，停止吹灰和灭火装置运行，关闭冲洗门，待余水放尽后关闭所有疏水门。

c）对转子及密封装置的损坏情况进行一次全面检查，如有损坏不得再启动空气预热器，由检修处理正常后方可重新启动。

2）对于锅炉运行中可以隔离的空气预热器可按如下方法处理：

a）立即停运着火侧送、引风机、一次风机运行，投油，减煤量，维持两台制粉系统运行，按单组引送风机及预热器带负荷。

b）确认着火侧空气预热器进口、出口烟气与空气侧各挡板关闭。

c）打开下部放水门，同时打开上部蒸汽消防阀进行灭火。

d）确认预热器金属温度降至正常。

可打开人孔门进行检查，消除残余火源。

e）处理时，维持预热器运行，防止变形；维持参数稳定。

2、汽轮机真空缓慢下降的处理?

发现真空下降，应首先核对排汽温度及有关表计，确认真空下降应迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。

1）检查轴封系统工作是否正常。

检查轴封压力、轴封加热器、轴抽风机运行正常。

2）检查空冷系统运行是否正常。

检查空冷风机出力、运行台数与背压设定值正常。

3）检查真空泵运行是否正常。

检查真空泵电流、水位是还正常，必要时启动备用真空泵。

4）如真空仍继续下降至一定值时，联系值长，机组减负荷以维持真空在规程要求的最低值以上，减负荷速率视真空下降的速度决定。

5）如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至跳机值时，应汇报值长，立即故障停机，并注意高低压旁路，主、再热蒸汽管道至排汽装置的所有疏水严禁开启。

6）真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。

7）注意低压缸排汽温度的变化，按规程要求打开低压缸减温水阀，当排汽温度超过规程规定的停机值时应打闸停机。

3．发电机启动前应进行哪些检查工作?

1）发电机、励磁变、主变压器、厂用变压器、发电机中性点电抗器、TV、TA、避雷器、封闭母线、引线、开关、隔离开关、接地装置、整流屏、灭磁屏、切换屏、调节器屏及发电机变压器组保护屏等设备清洁，无尘埃和杂物，且各部分完好；

2）各母线、引线、连线、接地线及二次线等不松动，接触良好；

3）绝缘子套管无裂纹和破损；

4）充油设备无漏油；

5）封闭母线微正压装置投入正常；

6）发电机已充氢，压力、纯度、湿度及温度合格，不漏氢；

7）发电机定子绕组已通水，压力、流量、电导率及温度均正常，不漏水；

8）发电机气体冷却器已通水，压力、流量和温度均正常，不漏水；

9）电刷风机投入正常；各励磁滑环及大轴接地滑环光洁、无损坏，刷架端正，刷辫完好，电刷完好，无卡涩，压力均匀，接触良好；

10）主变压器、高压厂用变压器冷却器投入正常；

11）各操作、信号、合闸电源指示灯、表计正常，保护装置投入正常；

12）消防器材充足。

第二组

1、轴流风机喘振有何危害?

如何防止风机喘振?

当风机发生喘振时，风机的流量周期性的反复，并在很大范围内变化，表现为零甚至出现负值。

风机流量的这种正负剧烈的波动，将发生气流的猛烈撞击，使风机本身产生剧烈振动，同时风机工作的噪声加剧。

特别是大容量的高压头风机产生喘振时的危害很大，可能导致设备和轴承的损坏、造成事故，直接影响锅炉的安全运行。

为防止风机喘振，可采用如下措施：

1）保持风机在稳定区域工作。

因此应选择P-Q特性曲线没有驼峰的风机；如果风机的性能曲线有驼峰，应使风机一直保持在稳定区工作。

2）采用再循环。

使一部分排出的气体再引回风机入口，不使风机流量过小而处于不稳定区工作。

3）加装放气阀。

当输送流量小于或接近喘振的临界流量时，开启放气阀，放掉部分气体，降低管系压力，避免喘振。

4）采用适当调节方法，改变风机本身的流量。

如采用改变转速、叶片的安装角等办法，避免风机的工作点落入喘振区。

5）当二台风机并联运行时，应尽量调节其出力平衡，防止偏差过大。

2、汽泵禁止启动条件和紧急停运条件及保护动作构成。

答：

汽动给水泵组禁止启动条件：

1）调速系统动作失灵或不能将转速控制在超速保护动作转速以下。

2）泵组盘车状态下有明显的摩擦声。

3）任一主汽门、调汽门卡涩不能严密关闭。

4）主要的热工保护装置失灵。

5）主要的热工仪表失灵。

6）热工保护电源失去。

7）油质不合格或油温低于极限值15℃。

8）泵壳体上下温差＞20℃。

紧急停泵组的条件：

1）任一保护达动作值而保护未动；

2）任一轴承断油或冒烟；

3）给水泵汽轮机发生水冲击；

4）油系统着火不能及时扑灭；

5）水泵发生严重汽化；

6）威胁人身安全。

3．发电机逆功率现象及处理，逆功率与程跳逆功率的区别？

逆功率现象及处理：

1）警铃响，主汽门关闭或发电机逆功率光字信号发出。

2）发电机有功表指示（显示）为负值或为零，无功表指示（显示）升高，有功电度表反转，定子电流表指示下降，定子电压或转子电流、电压指示（显示）正常，系统频率可能降低，自动励磁调节器运行时，励磁电流有所下降，逆功率保护投入时，发电机跳闸，6kV工作电源跳闸，备用电源联动。

3）根据现象判明发电机变为电动机运行，若无紧急停机信号，不应将发电机解列。

待主汽门打开后，应尽快挂闸带有功负荷；若出现紧急停机信号，应立即汇报值长倒换厂用电源解列停机；若主汽门关闭3min之内未能恢复，应汇报值长解列停机。

逆功率与程跳逆功率：

首先,“逆功率”是发电机继电保护的一种,作为各种原因导致汽轮机原动力失去、发电机出现有功功率倒送、发电机变为电动机运行异常工况的保护（用于保护汽轮机）。

逆功率保护可用于程序跳闸的启动元件。

而“程序逆功率”严格来说不是一种保护，而是为实现跳闸设置的动作过程。

程跳逆功率主要是用于程序跳闸，算是一种停机方式。

逆功率只要定值达到就动作，程跳逆功率除了要逆功率定值达到，还要汽机主汽门关闭这两个条件都满足才能出口。

正常停机操作当负荷降为零时，先关主汽门,然后启动逆功率保护跳发电机。

这样做的目的是防止主汽门关闭不严，当断路器跳开后，由于没有电磁功率这个电磁力矩，有可能造成汽轮机飞车。

汽轮机的保护有很多种,对于超速,低真空,振动大等严重事故,立刻跳汽轮机,同时给电气发来热工跳闸信号,发电机解列灭磁切厂用电工作电源开关.对一些不是很严重的故障,例如气温高等,保护不经ETS通道立刻跳汽轮机,而是自动减负荷,并经一定延时关闭主汽门,这种情况下发电机不会热工跳闸,而是执行程序跳闸即程跳逆功率。

第三组

1、锅炉启动中防止汽包壁温差过大的措施有哪些？

答：

在锅炉启动中，防止汽包壁温差过大的主要措施有：

1）严格控制升压速度，尤其是低压阶段的升压速度应力求缓慢。

这是防止汽包壁温差过大的重要的根本的措施。

为此，升压过程要严格按照给定的升压曲线进行。

在升压过程中，若发现汽包壁温差过大时，应减慢升压速度或暂停升压。

控制升压速度的主要手段是控制好燃料量。

此外还可加大向空排汽量。

对于中间再热单元机组，则可适当增加旁路系统的通汽量。

2）升压初期汽压上升要稳定，尽量不使汽压波动太大。

因低压阶段，汽压波动时饱和温度变化率很大，饱和温度变化大必将引起汽包壁温差大。

3）加强水冷壁下联箱的放水，水冷壁下联箱采用适当放水的方法，对促进水循环，使受热均匀和减小汽包壁温差是很有效的。

4）维持燃烧的稳定和均匀。

采用对称投油枪，定期倒换或采用多油枪少油量等方法，使炉膛热负荷均匀。

5）对装有用外来蒸汽自水壁下联箱进行加热装置的锅炉，可适当延长加热时间，在不点火情况下，尽量提高汽包压力。

6）尽量提高给水温度。

给水温度低，则进入汽包的水温也较低，会使汽包壁上下温差大。

故有的电厂，将省煤器入汽包的配水管改为直接供入集中下降管内，使汽包上下壁温差大为减小。

省煤器再煤器再循环门不严密，在启动过程中向锅炉补充进水时（此时再循环门应关闭），一部分低温水就会不经过省煤器直接进入汽包，而引起汽包壁产生温差。

有的电厂为了解决汽包壁温差大问题，取消了省煤器再循环管。

此外，有的厂采用将汽包水位维持在较高的水平，甚至采用全部充水启动，以便在启动过程中尽量减少补充水次数，这对控制汽包壁温差也有一定作用。

2．叙述影响正、负胀差变化的有关因素。

1）启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。

2）滑销系统或轴承台板的滑动性能差，滑销系统发生了卡涩。

3）轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。

4）机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。

启动中主、再热蒸汽温升过快。

推力轴承磨损，轴向位移增大。

5）汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落。

在严寒季节里，汽机房室温太低或有穿堂冷风。

6）胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。

7）真空变化的影响。

8）各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高压胀差很明显。

9）机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。

10）使胀差向负值增大的主要因素简述如下：

11）负荷迅速下降或突然甩负荷。

12）主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。

13）水冲击。

14）轴封汽温度太低。

15）轴向位移变化。

16）启动时转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。

3．在什么情况下禁止将电气设备投入运行？

1）开关拒绝跳闸的设备；

2）无保护设备；

3）绝缘不合格设备；

4）开关达到允许事故遮断次数且喷油严重者；

5）内部速断保护动作未查明原因者；

6）设备有重大缺陷或周围环境泄漏严重者。

第四组

1、实际负荷大于RB动作负荷时那些设备跳闸，机组控制系统发出RB动作信号？

简述一下我公司机组发生RB的动作过程。

下列设备跳闸（实际负荷大于RB动作负荷时）机组控制系统发出RB动作信号

（1）任意一台引风机跳闸。

（2）任意一台送风机跳闸。

（3）任意一台一次风机跳闸。

（4）任意一台汽动给水泵跳闸。

机组RB的控制逻辑

（1）当机组负荷在不大于360MW，发出故障报警，RB不动作。

（2）如果机组负荷在360～500MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，RB逻辑动作为：

1）发出电泵启动信号。

2）电泵自启动成功，不发RB信号，机组仍为协调控制。

3）可依据机组工况进行给水量调整，保持汽、电泵并列运行。

4）锅炉主控指令强制负荷指令不大于460MW。

5）如果电泵未启动，机组发RB信号，机组控制方式切为机跟随。

自上向下自动停运磨煤机，保持三台磨煤机运行。

锅炉主控指令强制将负荷指令减至320MW。

（3）如机组负荷在500～600MW之间，任一台汽动给水泵运行中跳闸，RB逻辑动作为：

1）发出电泵启动信号。

2）电泵自启动成功，发RB信号。

3）锅炉主控指令强制至460MW，300秒后释放，由RB指令维持在460MW运行。

4）如果电泵未启动，机组控制方式切为机跟随。

自上向下自动停运磨煤机，保持三台磨煤机运行。

锅炉主站指令强制将负荷指令减至320MW，300秒后自动释放。

（4）机组负荷在高于360MW，引风机、送风机、一次风机运行中跳闸，RB逻辑动作为：

1）锅炉主控指令强制至320MW，释放后由RB指令维持在320MW运行。

2）机组发出RB动作信号，自动由“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式。

3）自动按顺序停运磨煤机，保持三台磨煤机运行。

（5）机组RB的同时，按以下列方式跳磨：

1）依次跳掉上层磨，保持最下层的三台磨运行；

2）三台磨运行时不跳磨；

（6）炉水循环泵跳闸时：

1）一台跳闸，应联起另一台；

2）不能联起，限负荷至360MW；

2、汽轮机热力试验对回热系统有哪些要求？

热力特性试验一般装设哪些测点？

热力试验对回热系统要求：

1）加热器的管束清洁，管束本身或管板胀口处应没有泄漏。

2）加热器的旁路门严密。

3）能保持正常疏水水位。

热力特性试验一般装设下列测点：

1）主汽门前主蒸汽压力、温度。

2）主蒸汽、凝结水和给水的流量。

3）各调速汽门后压力。

4）调节级后的压力和温度。

5）各抽汽室压力和温度。

6）各加热器进、出水温。

7）各加热器的进汽压力和温度。

8）各段轴封漏汽压力和温度。

9）各加热器的疏水温度。

10）排汽压力。

11）再热汽压力和温度。

12）冷段压力和温度。

13）再热器减温水流量、补充水流量、门杆漏汽流量。

3．对发电厂全厂停电事故的处理原则是什么?

1）从速限制发电厂内部的事故发展，解除对人身和设备的威胁；

2）优先恢复厂用电系统的供电；

3）尽快恢复厂用重要电动机的供电；

4）积极与调度员联系，尽快恢复厂外电源（利用与系统联络线路等）。

电源一旦恢复后，机、炉即可重新启动，具备并列条件时，将发电机重新并入系统。

第五组

1、正常运行中防止蒸汽温度超温的调整措施主要有那些？

1）在锅炉运行及启动过程中应随时调节燃烧工况，保持锅炉燃烧稳定、良好。

保持锅炉火焰中心适当，火焰不偏斜、配风合理，尽量减小两侧汽温、烟温及氧量的偏差。

严格监视锅炉蒸汽参数及金属管壁温度在正常范围内。

2）机组启动或升负荷中，锅炉蒸汽或管壁温度接近或达到报警值或发生超温时，应暂时停止升温升压、停止增加机组负荷和锅炉燃料量。

并调整燃烧，增加下层燃烧器所对应磨煤机的出力（风量足够时最大出力可加到67T/H），减少上层燃烧器所对应磨煤机的出力。

适当开大上层辅助风门、关小下层辅助风门。

3）机组启动升负荷过程中，屏式过热器容易出现超温，此阶段应加强对该部分受热面的监视，提前控制、预先调整，同时应控制机组升负荷及锅炉增加燃料量的速度，尽量避免超温。

当锅炉两侧温差增大时，可使用开大或关小反切风开度的方法进行调节。

改变反切风门开度后，应注意主、再热汽两侧的温差变化，增大时，可通过调节配风或两侧减温水量的方法进行调整。

4）机组负荷低于10％时，不应使用减温水，应采用控制燃烧的方法对汽温及管壁温度进行调节。

当负荷大于10％，但机组负荷较低时，应尽量少用减温水，对壁温及汽温的控制仍以调整燃烧、改变配风等手段为主。

5）机组负荷在160MW～250MW范围内，锅炉屏式过热器区域管壁容易超温，应尽量避免长时间在此负荷下运行。

在给水调节由旁路调阀切到主路（建议180MW负荷左右进行）以前，必须投入机组高加运行。

6）运行中在减温水调节没有裕度的情况下，应先采取倒下层燃烧器、降低机组负荷等方法，使汽温调节留有充分的减温水裕量，维持汽温在正常范围内。

7）锅炉正常运行中，主汽系统一、二级减温水应投入自动控制。

再热减温水为事故喷水，一般不做正常调节使用。

再热汽温度主要靠摆动燃烧器调节。

过热器出口和再热器出口汽温保持在541℃。

8）运行中，主、再热蒸汽温度自动调节系统发生故障时，汽温调节应切为手动控制。

手动调节汽温时，应注意摸索汽温变化及汽温调节的规律，避免减温水量大幅度变化，一级减温器为粗调，调节后屏过出口汽温，防止屏过超温。

二级减温器为细调，调节过热器出口温度。

9）汽温或壁温升高时，一般主要采取的调节手段有：

燃烧器摆角下摆、开大减温水（减温水投入自动时可暂时降低汽温定值）减少锅炉燃烧率等措施。

10）运行中应保证高低压加热器正常投入，尽量提高给水温度，高加退出运行时，应提前做好安全措施，避免锅炉超温。

11）启动或停止磨煤机时，应根据该磨煤机对应的燃烧器位置，对汽温进行提前控制，避免因火焰中心发生变化后，引起汽温大幅波动。

12）启动E或F磨煤机时，屏式过热器容易超温，在启动磨煤机前可提前开大反切风门，并采取降低火焰中心的措施，防止该区域受热面超温。

13）运行中应尽量保持一次风率接近设计值（23%），避免一次风率过大造成燃烧恶化，影响管壁及蒸汽温度升高。

14）在保证安全稳定运行基础上，尽量降低磨煤机一次风量，达到降低煤粉细度，降低一次风率的目的。

维持较合理的一次风率，根据煤质，风/煤比保持在1.6～1.8之间，但在一次风率较低的情况下应随时注意监视磨煤机电流、磨煤机差压、磨煤机出口风压等参数，避免堵磨，同时还应注意监视磨煤机出口煤粉温度、燃烧器火检情况，防止一次风速降低后，造成给粉管堵塞。

15）总风量不要保持过大，遇到汽温较高时，一般高负荷情况下可保持锅炉空预前氧量在3.0％左右、低负荷情况维持在3.0～4.5％范围内即可。

16）由于对OFA反切风喷口角度进行了重新调整，在锅炉不同负荷工况下，应及时调整OFA风量大小来缓解锅炉左右侧温度的偏差,同时应该注意到OFA风量大小对于过热器的明显影响，密切监视各段汽温和金属壁温，防止温度异常波动。

一般其开度应随负荷的变化而变化，负荷低时适当关小，负荷高时适当开大，负荷在75％以上时，可以全开。

二次风与炉膛差压宜保持在0.6~1.0KPa之间，随负荷增加而增加。

汽温较高时，应提高二次风与炉膛差压，并适当开大顶层二次风门、关小下层二次风门。

17）在制粉系统发生故障时，应迅速减少其一次风量、关闭其二次风门，以减少对燃烧的扰动，尤其是下层燃烧器故障后对汽温等参数的影响尤为严重，必须引起重视。

停用的制粉系统对应的一次风门、二次辅助风门及燃料风门应关闭。

18）在锅炉金属管壁或蒸汽汽度温高时，应尽量减少投入的燃烧器对应的下层辅助风门开度、开大其上层辅助风门的开度。

19）在减温水量较大或汽温（壁温）较高有超温可能时，应及时调整燃烧器的摆角，使火焰中心下移，降低炉膛出口烟温，降低减温水量，提高机组的经济性（燃烧器的摆角对再热器温度影响较大，对过热器温度影响较小）。

20）提高主蒸汽压力也可以降低过热汽温。

锅炉出现扰动造成蒸汽压力波动时，应首先努力使汽压和负荷稳定，在汽压降低时不要急于恢复汽压，待锅炉管壁及蒸汽温度正常后，再缓慢提高蒸汽参数，以防止加剧超温情况。

21）如果燃烧调整效果不明显，汽温短时不能控制到正常范围内，可以将给水主路的电动门就地手动关小，提高减温水压力和流量，一般将给水母管压力憋到高于省煤器入口压力1MPa即可。

操作时应先做好事故预想，防止运行中锅炉断水。

22）锅炉出现严重超温采取调节措施无效时，应采取停止上层燃烧器运行、降低机组负荷的手段，任何情况下都不允许锅炉长期超温运行。

23）根据运行实际情况，受热面的吹灰频率（暂停对过热器及再热器区域受热面的吹灰工作），以减小运行中过热器超温。

在空预器吹灰方面必须注意吹灰系统疏水要充分，同时适当增大空预器吹灰频率。

由于受热面积灰或结渣造成汽温或壁温升高时，应适当增加水冷壁吹灰次数

24）机组运行中，发现汽温或金属壁温变化异常时，应首先查明引起参数变化的原因，采取相应的调节措施尽快消除其扰动诱因。

防止超温最有效的办法是预防，当运行中发现减温水调门开度大于80%时，说明燃烧和蒸汽量失调，应及时进行燃烧方面的调整。

25）锅炉的燃烧稳定是锅炉安全运行的基础，锅炉燃烧不稳定，将会导致汽温、水位、炉膛负压等一系列参数的波动，因此要掌握不同煤种风量的配比、不同运行工况下燃烧器的组合、二次风的合理配合、氧量的控制以及异常情况下的调整，提高异常处理的能力。

特别是在燃煤较次及煤种变化较大的情况下，还应注意防止锅炉灭火的发生。

26）运行操作要遵从“保电网、保设备、保人身”的原则处理各种设备异常。

在锅炉汽温或金属管壁超温时，应采取各种手段，设法使其恢复至正常范围内，避免汽温、壁温长时间超限运行。

在汽温超出规程规定的极限值时应严格执行规程的有关规定进行处理。

2．汽轮机保护及定值：

（1）TSI超速保护，定值3300转（110%）

（2）轴向位移超限保护，定值：

1mm

（3）EH油压低保护，8.5MPa

（4）润滑油压低保护，定值：

0.06MPa

（5）排气装置真空低保护，定值：

-35KP

（6）轴振大保护，定值：

0.25mm

（7）差胀大保护，定值：

高中压缸胀差为11.0/-4.7mm或低压缸胀差为23.5/-1.25mm

（8）发电机主保护跳闸

（9）高排温度高保护，定值：

427℃

（10）汽包水位高保护，定值：

300mm

（11）DEH超速保护，定值：

3300转（110%）

（12）DEH故障跳闸

（13）背压高保护，定值：

65K

（14）操作员手动停机

3．什么叫主保护、后备保护、辅助保护?

主保护是指发生短路故障时，能满足系统稳定及设备安全的基本要求，首先动作于跳闸，有选择地切除被保护设备和全线路故障的保护。

后备保护是指主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。

辅助保护是为补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。

第六组

1、如何防止风机抢风、失速？

1）正常运行中，应经常注意监视两台并列风机的电流及风压，并保持电流及风压大体一致。

2）正常运行中，应经常注意监视风机出口风压及风道压力，发现阻力增加时，应及时汇报，必要时采取降负荷；并及时要求检修清理阻力增大的烟风道。

3）运行中，应坚持进行定期吹灰制度的执行，防止烟道阻力变化，引起风机失速。

4）运行中应经常检查风机调节装置开度及现场动作情况，防止调节装置卡涩而引起风机不出力或出力不足引起失速。

5）每次机组检修时应该对送风机失速探测器和相关压力变送器、差压开关进行检查，确保保护动作可靠。

6）风机启动前，应检查调节装置开关灵活且无影响其开关的障碍物。

7）机组正常运行时，发现两侧风机电流偏差在10A～20A之间，则表明有抢风现象，应及时调整风量，保持两侧风机电流、风压一致。

发现风机调节装置均开至较大位置，而两侧电流偏差在50A以上，且风压波动不大，则表明风机已失速，应及时降低两侧风机出力，直至风机恢复正常运行。

8）发生抢风时，应将未失速风机出力降低，逐步增大失速风机出力，在两台风机电流接近时，操作应缓慢，防止风机出力小的突然出力，引起压力大幅波动。

9）发生风机失速时，应将失速风机调节装置调整到未失速前开度位置，缓慢降低未失速风机出力，必要时，申请降负荷，在两台风机电流接近时，操作应缓慢，防止失速风机突然出力，引起压力大幅波动。

10）一台风机运行，另一台风机需并列时，应适当降低运行风机风压，迅速将并列风机静叶或动叶调整至与运行风机一致或较高。

观察两台风机风压及电流，并适当调整，以使两台风机电流及风压基本相当。

2．空冷系统正常运行中的控制指标：

答：

1）保持最佳的汽轮机的排汽背压。

2）最小的风机电能消耗。

3）维持一定的凝结水温度

4）抽真空温度

5）过冷度

在汽轮机允许安全运行的范围内，根据机组的发电负荷（空冷凝汽器的热负荷）和空气温度，调整进入空冷凝汽器的空气流量（即调整风机速），使风机保持在最佳状态。

在非冰冻时期，运行中要比较排汽温度和凝结水水温的差值，调整顺流、逆流凝汽器风机转速，使过冷度保持在一定范围内，一般为2-4℃左右。

3．在什么情况下快切装置应退出?

满足快切退出的条件：

（退出快切装置的压板）

机组已停运6kV厂用电源由备用电源带。

快切装置故障并闭锁。

正常运行时快切装置的二次回路检修、消缺工作。

机组正常运行时检修维护断路器的辅助接点，会造成快切装置误动作的工作。

机组正常运行时检修人员在发变组保护启动快切回路的工作。

6kV电压互感器停运前。

在6kV电压互感器回路进行工作有可能造成快切不能正常切换的工作。

机组运行中，6kV备用电源断路器检修时。

第七组

1、锅炉主燃料跳闸保护（MFT）动作对象有哪些?

关闭燃油供、回油速断阀，关闭各