资源描述
1. 填空题：
1、抗燃油泵为压为补偿式变量柱塞泵，额定压力为14.0MPa，流量为100t/h。【EH油系统深度解剖（超赞）】
2、发电机密封油泵油压低于 0.54 MPa时备用油泵联动，油压低0.54MPa延时 3 秒直流油泵联动，主密封油泵额定电流 42.2 A，机组正常运行中密封油滤网后压力为0.7-0.8MPa，滤网压差最大不超过 0.138 MPa。【发电机双环流密封油系统详解】
3、机械超速保护由 危急遮断器 ，危急遮断装置， 遮挡隔离阀组 和机械遮断机构组成。【OPC超速、DEH超速、TSI超速、机械超速保护区别】
4、抗燃油压力低于 11.2 MPa时联动备用泵，低于 7.8 MPa时经ETS发信号停机。【EH油压低为什么要跳机？【附EH油压低信号学习（内部总结4）】】
5、高加水位高Ⅰ值为 518 mm，高Ⅱ值为 568 mm，高Ⅲ值为 618 mm，高压加热器投入运行时，一般应控制给水温升率不超过 5℃/min。【如何确定高、低压加热器最佳水位？】
6、300MW机组凝结器端差设计值#2机为 ≤2.94 ℃，#1、3、4机为≤4.5 ℃，凝结水过冷度均为≤ 0.5 ℃。【85张图片带你了解600MW机组凝汽器结构】
7、循环水泵前池深度为 -6.5 米，泵入口最小淹没深度为 3.5 米，如果每三梯水位为1米，则正常运行中水位不能低于 7 梯，到 9 梯以上泵入口容易进空气打不出水。【循环水系统学习（推荐）】
8、机组滑停过程中主汽温度下降速度不大于 1 ℃/min。（某电厂整套停机作业指导书）
9、顶轴油泵额定电流 103 A，机组正常运行中各轴承顶轴油压力（油膜压力）为 5 MPa左右。【顶轴油泵体上一根回主油箱的细管，什么作用？】
10、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。【为什么规定一般上下缸温差不能超过50℃?】
11、真空严密性试验在 80% 额定负荷以上，且负荷稳定 才允许试验。（汽轮机真空严密性试验相关知识学习）
12、机组满负荷运行中高旁减压阀后蒸汽温度应低于 420 ℃，低旁后温度应低于 180 ℃.
13、机组在非并网状态且转速超 3090 r/min时，OPC动作，在并网状态且转速超 3090 r/min时，延时 3 s动作OPC，在并网状态且转速超 3150 r/min时, 延时 2 s动作跳机。【什么是OPC保护？简单学习】
14、高低加水位自动投入时，实际运行水位与设定水位值偏差 100 时“自动”会自行切除。
15、发电机在额定负荷下运行时，当定子冷却水流量低于断水保护整定值 35t 时延时30秒发电机跳闸。【发电机断水保护，断水信号从哪来？有没有误跳闸风险？】
16、危急遮断器提升转速试验即在做提升转速试验之前，应使机组带 25% 负荷并且暖机运行不少于 4 小时。（汽轮机OPC与AST遮断系统学习）
17、当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过 350 ℃时，且高中压胀差值在允许范围以内，可停止汽缸夹层加热系统。
18、当轴向位移增大至 0.6 mm或-1.05 mm时，应及时汇报值长，采取减负荷方式，使转子轴向位移下降至正常值。当轴向位移增大至 1.2mm或 -1.65 mm 时，汽机自动遮断停机，否则应手动破坏真空紧急停机。（为什么运行中轴向位移变化，必然引起差胀的变化？）
19、氢纯度和含氧量必须符合规定标准；发电机氢冷系统中氢气纯度不应低于 96 % ，含氧量不应超过 3% 。如果达不到标准，应立即进行处理，直到合格为止。
20、小机主油泵出口母管压力正常为 0.7 MPa，低至 0.47 MPa时报警。此时应查找油压下降原因。低至 0.47 MPa时，确认备用主油泵应联锁启动，否则应立即单操启动。若油压降低是由于备用泵出口逆止门关不严造成，应切换油泵运行或联系检修处理。
21、正常运行中，工频运行凝结水泵出口压力 2.8 MPa电流应≤129 A，电机定子温度≤ 120 ℃，（变频运行泵出口压力在1.0-2.5MPa），水位控制在 775 mm。（凝泵变频一拖二运行中的存在的问题分析，附凝泵切换操作票）
22、当启动一台交流油泵后，排烟风机应启动，同时将运行风机出口门开启，备用风机出口门关闭(防止倒转)。调整排烟风机出口门，使主油箱负压维持在 0.2-0.24 kPa。
23、集控中央空调冷水机组正常运行中，冷冻水出水温度应在 5-7 摄氏度，入水温度应在 12 摄氏度；冷却水进水温度应小于 32 摄氏度，出水温度应小于 35 摄氏度，温差设定值为1-2摄氏度。开机频率不得超过 6 次/小时，冷冻水流量为 70 m3/h，冷却水流量为 88 m3/h。
24、机组在5%～10%额定负荷长期运行时，其最低真空值 77.9 kPa（凝汽器压力13 kPa），低压缸排汽温度≯ 52 ℃，并且禁止长期运行。【汽轮机冲转到并网，排汽温度如何变化？】
25、冷态启动，2000r/min高速暖机结束的条件：中压排汽口处下半内壁金属温度应大于 130 ℃，高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于 250 ℃，高、中压缸膨胀大于7 mm，高、中压胀差小于 3.5 mm并趋稳定。（汽机冷态启动操作票）
26、我厂300MW汽轮机冷态启动2000r/min暖机结束条件总胀大于 7 mm，高缸胀差小于 3.5 mm，中压缸排汽口下内壁温度为 130℃，调节级后金属温度为 250 ℃。【什么是汽轮机调节级？】
27、我厂300MW汽轮机一段抽汽口位置在 高压缸第六级后 ，转子旋转方向为从汽机向发电机方向看为顺时针。
28、汽轮机真空严密性试验合格新标准是 270 Pa/min。
29、汽轮机总通流级数为 27 级，其中中压缸通流级数为 6 级。
30、调节级压力最高不能超过 13.78 MPa，一抽压力最高不能超过 6.57 MPa。【为什么加热器必须按照抽汽压力从低到高投运？】
31、凝结器冷却面积为 17000 m2，循环水流量为 31840 t/h。
32、TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机偏心 、轴向位移 、 转速 、 总胀 、 差胀 、 轴振 、 瓦振 等起到监测显示作用。（汽机TSI系统学习，第一部分）
33、大型机组超速试验均在带 25% 负荷运行 4 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。【超速试验为什么需要带25%额定负荷，运行3~4h后立即进行】
34、高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位 上涨、给水温度 下降 ，汽侧压力 升高 ，汽侧安全门动作。
35、滑停过程中主汽温度下降速度不大于 1 ℃/min。
36、汽轮机的寿命是指从 刚 投入运行至转子出现第一道 明显裂纹 期间的总工作时间。
37、汽轮机超速试验应连续做两次，两次的转速差小于 18 r/min。
38、当抗燃油油 11.2 MPa时，发出报警信号，同时联动备用泵；当抗燃油路油压P≤7.8 MPa，通过ETS发出停机信号（三取二逻辑），同时报警。
39、《汽机规程》规定汽轮机主机支持轴承温度达105 ℃时手动停机，推力轴承温度达 110 ℃手动停机.
40、#5、6低加正常运行中正常疏水水位设定值为 420 mm，事故疏水设定值为 500 mm.#7、8低加水位高Ⅰ值 670 mm；高Ⅱ值 710 mm时报警，事故疏水阀自动开足，关#7低加出口电动门和#8低加进口电动门，开旁路电动门。
41、滑参数停机过程中汽缸金属温度下降速度不超过 1 ℃/min，在主蒸汽温度下降 30 ℃左右时，应稳定5～10分钟后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差在规定范围内，并保证汽轮机的热膨胀和胀差均匀收缩下降。【汽温10分钟内突降50℃该不该停机？】
42、机组停运备用，无特殊情况下发电机内冷水系统应维持运行，并控制内冷水温度在 42-48 ℃，防止发电机 结露 。如因检修原因停运内冷水系统，在机组启动前应及时投入内冷水系统运行，控制水温在 42-48 ℃，并测 发电机绝缘 合格方可启动。【为什么定冷水从发电机励端进、汽端出？】
43、汽轮机每次冲转前及停机后要求测量转子晃度及盘车电流，偏心值在原始高点相位处的偏差值不大于 0.02 mm，上下缸温差小于50 ℃，主汽温度高于金属温度 50 ℃，过热度大于50 ℃。【为什么汽轮机600rpm以上监视偏心没有意义？】
44、当内冷水电导率(Ω1)大于 2 μS／cm时，应进行换水；当离子交换出水电导率(Ω2)大于 0.5 μs/cm时，应对离子交换器树脂进行再生处理。
45、危急遮断器喷油试验条件：1）转速在 3000 r/min内。2）高压胀差小于 3 mm。3）钥匙开关在 试验位 。(注油试验（喷油压出试验）精讲学习（附操作票）)
主汽阀、调节阀严密性试验允许条件：1）机组与电网解列，DEH在“ 自动 ”方式；2）主汽压力保持在 50% 额定汽压以上，开启高旁，再热器带压；3）夹层加热 退出；4）投入交流润滑油泵 。5）顶轴油泵 试运正常；6）汽机转速为 3000 r/min。（汽轮机高中压主汽门、调门严密性试验学习（附操作票））
46、润滑油压低保护：当润滑油压降至 0.08 MPa时，发出报警信号，润滑油压降至0.07 MPa时，启动交流润滑油泵；当润滑油压降至 0.06 MPa时，启动直流事故油泵，三取二逻辑停机并报警；当润滑油压降至 0.03 MPa时，切断盘车电源，并报警。 （汽轮机润滑油系统原理及流程学习）
47、汽机轴向位移大保护：汽机轴向位移大于 1.2 mm或者小于 -1.65 mm（相或），ETS动作。
48、热备用停炉过程中，锅炉降负荷率为 1 MW/min，降压速度 0.1 MPa/min，降温速度 1 ℃/min，熄火解列后的汽温不低于 430 ℃,汽压不小于 8 MPa。
49、高压内缸内壁上、下温差＜ 35 ℃，外缸外壁上.下温差＜50℃，内缸外壁与外缸内壁温差＜50℃，外缸法兰内外温差＜ 80 ℃，外缸左、右法兰温差＜10℃，上、下法兰温差＜10℃。【为什么规定一般上下缸温差不能超过50℃?】
50、当高、中压外缸下半高压进汽口处外壁温度超过 350 ℃时，且高、中压胀差值在允许范围内，方可停止夹层加热系统。
51、进行单顺阀切换时，必须达到两个条件：即 自动 和 功率回路 投入，且已并网。【冲转时为什么阀位限制要输入120%】
52、发电机密封瓦回油温度运行中应≤ 65 ℃，进油温度为＜ 50 ℃。
53、汽轮机在额定负荷运行时，当汽温低于532℃，应及时调整正常，低于520℃时，应减负荷运行，若无效时，低于 450 ℃时，应减负荷到0，再降到 430 ℃不能恢复时，应手动停机。【除氧器工作原理详细解读】
54、当汽轮机轴向位移增大到＋1.2 mm或－ 1.65 mm时，汽机自动跳闸，否则应手动破坏真空紧急停机。
55、小汽轮机主油泵出口压力低于 0.47 MPa时，备用油泵应联动，润滑油压降到 0.068 MPa时，经METS三取二逻辑停机。
56、高压加热器投运时，温升率最大允许为 1.83 ℃/min，#3高加汽侧压力大于除氧器压力0.147MPa时，方可倒高加流水至除氧器。
57、高加正常运行中，高加上端差为 5-11 ℃。
58、主机润滑油箱油位最新定值规定，报警值低Ⅰ值 -100 mm,低Ⅱ值 -200 mm,正常运行中就地波管油位计油位应控制在 1500 mm。
59、除氧器水箱水位高Ⅰ值时报警 2400 ，联关除氧器水位调节阀，高Ⅱ值时报警 2500mm ，联关除氧器水位调节阀和旁路可调电动门，并联开除氧器溢水电动调整门。高Ⅲ值时 2700mm，联关四段抽汽至除氧器电动门、气动逆止门和辅汽至除氧器电动门、电动调节阀,并联开除氧器事故放水门。（除氧器结构及工作原理学习）
60、汽轮机启动或运行中高中压外缸上下壁温差大于或等于 50 ℃，高中压内缸上下壁温差大于或等于 35 ℃。
61、汽轮机启动到3000r/min定速后停止交流油泵运行时，应注意监视主油泵出口油压应稳定在 1.8 MPa，润滑油压不低于 0.1 MPa。在并网前，主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差应不大于 50 ℃。【汽轮机定速3000r/min先停哪个油泵？】
62、当发电机冷氢温度> 40 ℃，检查氢冷器水侧是否有空气，调整氢冷器进出水门，维持发电机氢冷器进水压力 0.1-0.2 MPa，冷氢温度 35-40 ℃，调整发电机密封油压和氢压至额定正常值。
63、汽轮机允许在电网频率 48.5-50.5 Hz之间连续运行，当电网频率偏离制造厂允许频率时应加以限制，达到极限值时应立即解列发电机。
64、小机主油泵出口母管压力正常为 0.70 MPa，低至 0.47 MPa时报警，此时应查找油压下降原因，低至 0.47 MPa时，确认备用主油泵应联锁启动，否则应立即单操启动。
65、EHC泵及油循环泵的滤油器压差应＜ 0.5 MPa，再生装置的每个滤油器压差应＜ 0.138 MPa；当EHC泵、油循环泵滤油器压差≥ 0.138 MPa及各油动机滤油器压差≥ 0.34 MPa时，或其已运行一年时均应更换滤芯。
66、真空严密性试验试验条件：1)汽轮机负荷在 240 MW以上，稳定运行时作该试验。2)备用真空泵 处于备用状态。3)试验中排汽压力升至 17.86 kPa（真空降至 73.1 Pa）排汽温度高于 58 ℃时，应停止试验，恢复真空。【厂用电中断到底需不需要破坏真空？】
67、旁路保护动作条件：1）主汽压力高 18.0 MPa动作高旁，2）再热蒸汽压力高 3.8 MPa动作低旁；3）汽机跳闸、发电机跳闸、手动快开时旁路保护动作。
68、减负荷过程中，当四抽压力低于 0.147 时，除氧器倒为厂用汽供汽，维持定压运行。
69、汽轮机排汽缸温度保护：当汽轮机低压缸前后任一点排汽温度＞ 80 ℃，自动投入喷水阀，当排汽缸前后点温度＜ 65 ℃，自动停止喷水。
70、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18 r/min。各次动作转速均应在 3300-3330 r/min范围内，并力求减少超速试验次数。
71、机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于 4h 才能再次起动，严禁盲目起动。
72、高压缸暖缸结束的条件：当高压内缸调节级处下半内壁金属温度升到 150 ℃以上，保温1小时。
汽轮机问答题：
1、机组连续盘车期间，盘车投运操作步骤及盘车跳闸后注意事项？
答：投运前检查
1）、检查润滑油泵、顶轴油泵启动运行,各个轴承顶轴油压在9-14MPa,润滑油压在0.10-0.12MPa，盘车控制箱上顶轴油压和润滑油压指示灯亮，电源、甩开到位灯亮，其余指示灯不亮。
2）、 检查各个轴承顶起高度大于30μm，开启盘车装置润滑油门和啮合装置活塞缸（电磁阀）进油门。
3）、紧急旁路启动回路控制箱内电源断开。对原盘车启动控制箱内电源空开分合闸一次进行复位，盘车控制箱上顶轴油压和润滑油压指示灯亮，电源、甩开到位灯亮，其余指示灯不亮。
投运操作
1）、 半自动投入（正常情况使用该方法）：当转速降到30r/min时到就地检查启动条件达到和等候，转速降到10r/min将盘车允许钥匙开关打到“允许”位，“手动/自动”切换开关打在“手动”位，转速降到5r/min时点盘车电磁阀按钮，等待30秒钟后盘车自动啮合到位，电机自动启动投入盘车运行。
2）、全自动投入（规定不允许使用，原因为转速低于1.5r/min时电磁阀动作信号不可靠）：将盘车允许钥匙开关打到“允许”位，“手动/自动”切换开关打在“自动”位，汽轮机转速低于1.5r/min时电磁阀动作，盘车自动啮合到位，电机自动启动投入盘车运行。
3）、全手动投入：在半自动投入方法不能投入，盘车不能啮合时将盘车装置电源断开，就地用螺丝刀顶住电磁阀或关闭电磁阀进油门，用扳手拆开啮合装置活塞缸下螺丝后用螺丝刀用力顶住内部活塞，搬动盘车推杆和逆时针转动电机手轮进行啮合后，将盘车允许钥匙开关打到（允许）位，（手动/自动）切换开关打在（手动）位，盘车应启动运行，如不能启动应再按：点动投入按钮进行盘车投入。
4）、旁路硬回路投入：该系统是增加的，正常情况下严禁使用，只有在缸温较高紧急情况下采用上述半自动投入不成功时，在确认各个轴承顶轴油压在9-14MPa,润滑油压在0.10-0.12MPa，盘车啮合到位后方可使用该操作方法。操作时先检查各个轴承顶轴油压在9-14MPa,润滑在0.10-0.12MPa，盘车啮合到位，先断开原软启动控制箱内电源开关，后合上旁路硬回路投入控制箱内电源开关，检查操作控制箱电源正常，直接按启动按钮进行投入盘车运行。
5）、上述任何操作投入盘车运行后，均要进行检查测量监视盘车运行电流和大轴晃动值，值班员在值班记录中必须准确记录机组转子静止时间、盘车启动投入运行正常时间、、盘车电流、大轴晃动值。
6）、正常情况下，自动柜内动力电源空开QF2和控制电源空开QF1合上，软启动器及PLC上各指示灯指示正常，无告警。旁路柜内动力电源空开QF3和控制电源空开QF4断开，双投刀闸打至“自动”位置（向下）。正常情况下，双投刀闸在“自动”位置禁止操作，并在该刀闸把手上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
1、7）、当盘车软启动不能起动，需要采用旁路投入盘车时，应首先将自动柜内动力电源空开QF2断开，然后将旁路柜内双投刀闸打至“旁路”位置（向上），最后再合上旁路柜内动力电源空开QF3和控制电源空开QF4
2、高加解列的注意事项及反措。（关于高、低加投退及跳闸的学习总结）
1、汽包水位的调整
高加解列后，由于减少了几段抽汽，所以汽包压力迅速升高，汽包水位会瞬时下降，形成虚假水位，给水自动会大幅增加给水流量，因此，此时应立即解除给水自动，观察给水流量和蒸汽流量是否匹配，如给水流量因之前的给水自动加得太多，应适量减少给水流量，使其与蒸汽流量匹配，防止汽包水位上升过多。几分钟后，由于进入汽包水冷壁的给水焓值降低，水冷壁内产生汽泡量减少，汽包水位将持续下降，此时应适当根据汽包水位的变化程度逐步增加给水流量以维持汽包水位，但此时又因为大量欠焓水进入水冷壁，水冷壁内产生汽泡量减少，造成汽压下降，相对应的饱和温度下降，炉膛及水冷壁剧烈放热，水位又会迅速上升，所以增加给水流量要适当，发现汽包水位回头后要及时适当减少给水流量，所以调节时要根据水位超前调节。这个过程过后汽包水位就会趋于平稳，转入正常调节。
2、汽温的调整
高加解列时，蒸汽流量瞬时降低，此时燃料量变化不大，烟气流量及烟气温度变化不大，过热汽温会升高，有超温的可能，此时要及时开大减温水，注意参照二级入口汽温及时进行调整，但要注意减温水对汽包水位的影响；再热汽温，由于再热蒸汽会有所增加，在两者综合作用下，再热汽温初期不应变化很大（初期应有下降趋势），此时根据变化情况适当调整即可。后期为维持负荷及汽包压力，加大燃料量，虽然水冷壁的吸热量增加，但烟温与燃料量是成比值增加的，此时的烟气流量及烟气温度也会增加，主再热汽温随之升高，需进一步开大减温水。所以，高加解列后，汽温成为限制负荷的一个主要因素。另外，由于烟气流量及烟气温度的上升，蒸汽流量的减少，换热量对应的减弱，锅炉管壁温度会升高，这又是限制负荷的一个主要因素。
3、燃烧调整
高加解列时，由于抽汽量减少，同时调门响应需一定的时间，这部分蒸汽在高中压缸内做功，负荷会瞬时升高，有可能造成负荷上升至320MW以上，同时再热器可能超压，此时锅炉要立即适当减弱燃烧，减少相应的风量，防止超压、超负荷，直至压力开始稳定下降。后期由于较低温度的给水进入水冷壁，蒸发量会下降，主汽压力会下降，负荷也会逐步的下降，此时锅炉要及时增加燃料量，但必须根据主汽温度的情况进行增加，同时要注意监视各段管壁温度，防止发生超温事故。
1、高加解列的初期，负荷会上升很多，此时应注意汽机安全监视参数，必要时手动降低负荷；汽机轴向位移：高加解列，一、二、三段抽汽量减少，高中压缸做功比例增加，但部体来说，高压缸有两段抽汽量，因此高压缸做功增加比值较大，汽机具有一定的反动度，高压缸增加的轴向推力较中压缸要大，因此轴向位移会向机头方向增大，但一般幅度不会很大，加强监视即可。
1、除氧器水位调整：高加疏水正常是进入除氧器的，高加解列后进入除氧器的水量减少，同时解列初期给水自动会自动加大给水流量，因此除氧器水位会下降，此时要调节凝结水流量维持除氧器水位；后期负荷降低，除氧器水位可能又会回升，但回升幅度与负荷下降的程度有关，因此，调节程中要根据除氧器水位变化的幅度调节凝结水流量。
2、如高加解列系DCS模块瞬时故障引起高加水位虚假变化造成（实际水位没有变化)，应尽快将高加水侧投入运行，减少对汽包水位和汽温的影响。高加水侧投入运行后，按规定操作投入汽侧运行。
处理过程中的注意事项：
一、从历次高加解列来看，初期汽包水位自动都会产生过调现象，所以，高加解列后应立即解除水位自动进行人为调整，避免水位发生大幅度波动。
二、高加解列初期一定注意检查旁路切换是否正常，防止发生锅炉断水，再有，在恢复的时候，投入水侧时也要注意检查高加出口门是否开启正常。
三、高加解列后后期加负荷要注意主再热汽温及管壁温度，防止超温。
恢复过程中投高加时，汽侧开启速度不能太快，防止再热器超温。
3、高加解列的现象：
1）事故音响发出，高加解列光字牌报警，抽汽电动门、抽汽逆止门联关，高加进口三通阀和出口电动门联关。
2）负荷上升，主汽压力调节级压力上升，主汽温度上升，再热汽压上升，再热汽温下降。
3）汽包水位先下降，给水流量增大，蒸汽流量瞬时降低，小机调门自动开大，几分钟后汽包水位迅速上涨。
4）给水温度降低，除氧器水位下降，凝汽器水位上涨。
高加解列后的处理：
1）汽包水位的调整
高加解列后，应立即解除给水自动，观察给水流量和蒸汽流量是否匹配，如给水流量因之前的给水自动加得太多，应适量减少给水流量，使其与蒸汽流量匹配，防止汽包水位上升过多。几分钟后，由于进入汽包水冷壁的给水焓值降低，水冷壁内产生汽泡量减少，汽包水位将持续下降，此时应适当根据汽包水位的变化程度逐步增加给水流量以维持汽包水位，但此时又因为大量欠焓水进入水冷壁，水冷壁内产生汽泡量减少，造成汽压下降，相对应的饱和温度下降，炉膛及水冷壁剧烈放热，水位又会迅速上升，所以增加给水流量要适当，发现汽包水位回头后要及时适当减少给水流量，所以调节时要根据水位超前调节。这个过程过后汽包水位就会趋于平稳，转入正常调节。
2）汽温的调整
高加解列时，要及时开大减温水，注意参照二级入口汽温及时进行调整，但要注意减温水对汽包水位的影响；
3）燃烧调整
高加解列时，立即适当减弱燃烧，减少相应的风量，防止超压、超负荷，直至压力开始稳定下降。后期由于较低温度的给水进入水冷壁，蒸发量会下降，主汽压力会下降，负荷也会逐步的下降，此时锅炉要及时增加燃料量，但必须根据主汽温度的情况进行增加，同时要注意监视各段管壁温度，防止发生超温事故。
4)高加解列的初期，应注意汽机安全监视参数及调节级压力的监视，发现超限时及时联系锅炉降低机组负荷。
5)除氧器水位调整：除氧器水位会下降，此时要调节凝结水流量维持除氧器水位,调节过程中要根据除氧器水位变化的幅度调节凝结水流量。
6)如高加解列系高加水位虚假变化造成（实际水位没有变化)，应尽快将高加水侧投入运行，减少对汽包水位和汽温的影响。高加水侧投入运行后，按规定操作投入汽侧运行。
3、高、低旁的动作条件及闭锁条件有哪些？
答：高旁动作的条件：1）主汽压力高18.0MPa动作高旁， 2）汽机跳闸、发电机跳闸、手动快开时旁路保护动作。低旁动作的条件：1）再热蒸汽压力高3.80MPa动作低旁；2）高旁动作低旁随动。
高旁闭锁的条件：1）高旁后温度高440
低旁闭锁的条件：1）低旁后温度高180 ，2）凝汽器真空低76,3）排汽温度高，4）减温水压力低1.5MPa
6、填写操作票：#4机电动给水泵停运。
答：1）、联系锅炉将电泵负荷转移至汽泵。
2）、联系锅炉缓慢平稳降低电泵转速。
3）、当电泵出口压力低于给水母管压力，出口流量<130t/h时，再循环电动门应及时打开，否则就地手动开启，维持电泵出口压力在3～5MPa运行。
4）、当电泵转速降至1000～1500r/min左右时，检查运行汽泵工作正常，汇报机值长。
5）、接停泵令后解除辅助油泵联锁，启动辅助油泵运行正常，油压正常。
6）、联系锅炉停运电动给水泵，检查出口电动门应联关，否则手动关闭（如机组正运行中停运电泵，出口电动门联关闭后检查无异常后开启，可靠备用）
7）、观察电泵惰走情况，电泵应不反转，记录惰走时间。
8）、电泵静止后开启出口电动门，联系锅炉将勺管开至40%，投入联锁备用。（投入联锁时应注意电泵应不反转）
9）、检查电泵启动允许状态正常，允许条件满足。10）、电泵投入倒暖
6、填写操作票：发电机CO2置换氢气。
答：1）、检查氢气系统周围8m以内无任何检修工作,无动火工作票,无电气设备开关操作,有关电气设备电源切断。
2）、排氢操作铜制工具齐备，供氢总门1、2关闭并挂警告牌，启动机房屋顶风机运行，开启机房各窗户通风。
3）、将准备好的CO2气瓶与CO2汇流排相应阀门可靠联接，冲水设施备齐，关闭湿度仪和纯度仪的进、出口隔离门。
4）、开启排氢总门排放机内氢气，当机内氢气压力降至0.1 MPa时关闭。
5）、开启CO2总门，控制CO2母管压力在0.1MPa。
6）、检查压差调节阀为自动控制，控制密封油压始终大于机内氢压0.05 MPa，并将定子冷却水系统停运。
7）、继续降低氢气压力，氢压降低到0.07MPa时将密封油倒为第三路油源供油，控制密封油压始终大于机内氢压0.05 MPa。
8）、继续降低氢气压力，氢压降低到0.04MPa时将浮子油箱油切至旁路；注意各油水探测器内应无油。
9）、开启排氢总门，缓慢排氢，当机内压力降至0.01～0.02MPa时，关闭排氢总门。缓慢开启CO2隔离总门向机内充入CO2气体，并微开排氢总门，发电机汽端、励端顶部排空门，控制机内压力在0.01～0.02MPa。
10）、当机内CO2纯度>85%,氧量<2%时，对各死角进行一次排污5～10分钟，对死角取样，氢纯度<3%，CO2纯度>95%视为排氢结束。
11）、用压缩空气将机内CO2置换排出，控制机内压力在0.01～0.02MPa，并联系化学化验机内CO2含量小于2%，方可停止。
12）、如需要停密封油系统，应先停运盘车装置（盘车运行中严禁中断密封油）。
13）、如氢气系统需检修工作，联系检修拆除氢气滤网，在滤网处安装堵板，形成明显断开点，在氢气控制站设置安全围栏，联系检修拆走CO2气瓶。
7、填写操作票：将#3机主机冷油器由A切为B运行。
答：1）、接令将 A 冷油器切换为 B 冷油器运行。
2)、检查油箱油位正常,直流油泵确认正常投入备用。
3）、确认备用冷油器油侧油质合格，检查备用冷油器进出口门关闭，冷却水进出口门关闭。
4）、缓慢开启备用冷油器注油门向备用冷油器充油，注意润滑油压应正常。
5）、开启备用冷油器油侧排空气门排空气，油流均匀，空气排尽后关闭空气门及注油门。
6）、略开备用冷油器进水门，开启备用冷油器水侧排空气门，空气排尽后关闭该空气门，开启该冷油器出水门。
7）、缓慢开启原备用冷油器进油门，缓慢开启原备用冷油器出油门，并注意监视油压和油温的变化，及时用原备用冷油器进水门调节控制油温在38～42℃。
8）、检查油压正常后，缓慢关闭原运行冷油器进油门，关闭原运行冷油器出油门，并注意监视油压和油温的变化，及时调节油温正常。
9）、关闭原运行冷油器进水门，关闭原运行冷油器出水门，并注意监视油温的变化，及时调节油温正常。
10）、操作完毕，汇报机值长，作好记录。
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