电气、锅炉、汽机专业考题及答案2012.12.22.doc

电气专业考题和答案：
1、 开关触头间发生电弧有哪些游离方式？
答：1）碰撞游离；
2）热游离。
2、电流互感器工作时二次侧为什么不得开路？
答：运行中的电流互感器一旦其二次侧回路开路，则F2为零，故F1=F0，即一次侧电流磁势不再被去磁的二次磁势所抵消而全部用作激磁。如果此时一次电流较大，会在二次侧感应出很高的电压，对工作人员的安全构成威胁；还可能造成二次回路的绝缘击穿，甚至引发火灾。同时，很大的激磁磁势F0作用在铁芯中，使铁芯过度饱和而严重发热，导致互感器烧坏。所以，在运行中的电流互感器二次回路严禁开路。（F1+F2=F0≈0，F1表示一次绕组磁势，F2表示二次绕组产生的磁势，F0表示所需工作磁势）
3、 发电机定子绕组中的负序电流对发电机有什么危害？
答：发电机转子的旋转方向和旋转速度,与三相正序对称电流所形成的正向旋转磁场的转向和转速一致,即转子的转动与正序旋转磁场之间无相对运动,此即"同步"的概念。当电力系统发生不对称短路或负荷三相不对称(接有电力机车、电弧炉等单相负荷)时,在发电机定子绕组中就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向(与正序电流产生的正向旋转磁场相反)旋转磁场,它相对于转子来说为2倍的同步转速,因此在转子中就会感应出100Hz的电流,即所谓的倍频电流。该倍频电流主要部分流经转子本体、槽楔和阻尼条,而在转子端部附近沿周界方向形成闭合回路,这就使得转子端部、护环内表面、槽楔和小齿接触面等部位局部灼伤,严重时会使护环受热松脱,给发电机造成灾难性的破坏,即通常所说的"负序电流烧机",这是负序电流对发电机的危害之一。另外,负序(反向)气隙旋转磁场与转子电流之间,正序(正向)气隙旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率100Hz交变电磁力矩,将同时作用于转子大轴和定子机座上,引起频率为100Hz的振动,此为负序电流危害之二。发电机承受负序电流的能力,一般取决于转子的负序电流发热条件,而不是发生的振动,即负序电流的平方与时间的乘积决定了发电机承受负序电流的能力。
4、#1主变的正常巡视检查项目有哪些？
1) 答：是否有异常气味，焦糊味、臭氧味等。
2) 变压器温度是否正常，温升是否过高。
3) 变压器各部引线接头有无过热。
4) 各套管，瓷瓶有无严重脏污或闪络，放电现象。
5) 变压器电磁交流声是否均匀，有无杂音或明显增大。
6) 变压器油位，油色是否正常，油面不高于或低于油位计上、下限。
7) 呼吸器，吸潮器硅胶有无严重受潮变色。
8) 轮班人员每班至少进行一次变压器外部检查，并记录负荷及温度。每周至少进行一次夜间巡查。
9) 变压器周围环境卫生保持清洁。
5、 瓦斯保护能反映出哪些故障及异常情况？
答：瓦斯保护是变压器的主要保护，它可以反映油箱内的一切故障。包括：油箱内的多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单。
6、 我厂发电机保护有哪些？
答：发电机有两套微机保护并联运行，电流回路相对独立。每套微机保护有：
1）过激磁保护；
2）欠电压保护；
3）过电压保护；
4）负序保护；
5）失磁保护；
6）逆功率保护；
7）过电流保护；
8）欠压过流保护；
9）PT断线；
10）高频保护；
11）低频保护；
12）定子接地保护；
13）100%定子接地保护；
14）差动保护；
15）逻辑保护；
16）电抗器差动保护。
7、我厂#1主变的保护有哪些？保护跳哪些开关或发信号？
答：主变保护主要由一套主保护和一套后备保护组成。
a、电量保护： 主变差动、主变高压侧零序过流、主变方向复压过流、电抗器过流保护。
b、非电量保护：主变重瓦斯、主变轻瓦斯、主变油位过低、主变温度过高、主变冷却器故障，主变压力释放等。
主变差动、主变高压侧零序过流、主变方向复压过流、电抗器过流保护、主变重瓦斯、主变压力释放保护动作跳101、901、801、802、灭磁开关及关闭主汽门，并启动厂用Ⅰ、Ⅱ段快切装置。
主变轻瓦斯、主变油位过低、主变温度过高、主变冷却器故障保护动作于发信号。
8、我厂钟腾线路的保护有哪些？保护跳哪些开关或发信号？
答：110KV线路保护主要有距离保护、零序保护、光纤差动保护。保护动作于跳开两侧开关（钟腾Ⅰ回线路保护动作跳121和151开关，钟腾Ⅱ回线路保护动作跳122和152开关）。
9、写一张“厂用10KVⅡ段母线由运行转检修”的操作票。（假定831、832、841、842负荷已全部转移或停运）
答：操作任务：10KV厂用Ⅱ段母线由运行转检修。
1） 接值长令：10KV厂用Ⅱ段母线由运行转检修。
2） 查紧供电源805开关负荷电流为0。
3） 断开紧供电源805开关。
4） 查紧供电源805开关分闸灯亮，手车机械指示分闸。
5） 将紧供电源805开关手车摇出至“试验”位置，并确认。
6） 合上紧供电源805开关接地刀闸8056，并至盘柜后面观察窗确认已合好。
7） 断开紧供电源805开关控制、储能电源。
8） 在紧供电源805开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌______号。
9） 查#3炉高压马达831开关负荷电流为0。
10） 断开#3炉高压马达831开关。
11） 查#3炉高压马达831开关分闸灯亮，手车机械指示分闸。
12） 将#3炉高压马达831开关手车摇出至“试验”位置，并确认。
13） 断开#3炉高压马达831开关控制、储能电源。
14） 在#3炉高压马达831开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌_____号。
15） 查#3炉#15变832开关负荷电流为0。
16） 断开#3炉#15变832开关。
17） 查#3炉#15变832开关分闸灯亮，手车机械指示分闸。
18） 将#3炉#15变832开关手车摇出至“试验”位置，并确认。
19） 断开#3炉#15变832开关控制、储能电源。
20） 在#3炉#15变832开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌______号。
21） 查D给水泵#18变841开关负荷电流为0。
22） 断开D给水泵#18变841开关。
23） 查D给水泵#18变841开关分闸灯亮，手车机械指示分闸。
24） 将D给水泵#18变841开关手车摇出至“试验”位置，并确认。
25） 断开D给水泵#18变841开关控制、储能电源。
26） 在D给水泵#18变841开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌____号。
27） 查汽机#16变842开关负荷电流为0。
28） 断开汽机#16变842开关。
29） 查汽机#16变842开关分闸灯亮，手车机械指示分闸。
30） 将汽机#16变842开关手车摇出至“试验”位置，并确认。
31） 断开汽机#16变842开关控制、储能电源。
32） 在汽机#16变842开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌______号。
33） 查电抗器 Ⅱ母802开关负荷电流为0。
34） 断开厂用 Ⅱ段母线快切装置控制电源SM30、SM20开关。
35） 在厂用 Ⅱ段母线快切装置控制电源SM30、SM20开关手柄上挂“禁止合闸、有人工作”标示牌 _____号。
36） 断开电抗器Ⅱ母 802开关，查分闸灯亮，手车上机械显示分闸。
37） 将电抗器Ⅱ母 802开关手车摇至“试验”位置，查“试验”位置灯亮。
38） 断开电抗器 Ⅱ母 802开关控制、储能电源空开。
39） 在电抗器 Ⅱ母 802开关手柄上挂“禁止合闸、有人工作”标示牌______号 。
40） 查Ⅱ段母线备用电源804开关在分闸位置。
41） 将Ⅱ段母线备用电源804开关手车摇至“试验”位置，查“试验”位置灯亮。
42） 断开Ⅱ段母线备用电源804开关控制、储能电源空开。
43） 在Ⅱ段母线备用电源804开关手柄上挂“禁止合闸、有人工作”标示牌______号 。
44） 查厂用 Ⅱ段母线 PT20盘柜上电压表显示三相电压为0。
45） 将厂用 Ⅱ段母线 PT20小车摇至“试验”位置，查“试验”位置灯亮。
46） 断开厂用 Ⅱ段母线 PT20 二次空开，并挂“禁止合闸、有人工作”标示牌____号 。
47） 在厂用Ⅱ段母线母排上验明确无电压后，即装设一组10KV三相短路接地线___________号。
48） 操作完毕，汇报值长。

10、写一张“2FMCC室10/0.4KV#15变压器低压侧431、433开关、#15变紧供电源432开关及4321刀闸及盘柜小修、预试”的工作票。
答：一、应断开的开关、刀闸、控制电源有：
1） 断开#15变高压侧832开关，低压侧431、433开关，#15变紧供电源432开关、4321刀闸，#3炉EP 434开关。
2） 将#15变高压侧832开关、低压侧433开关手车摇出至“试验”位置。
3） 断开#15变高压侧832开关，低压侧431、433开关，#15变紧供电源432开关控制电源。
二、应合的接地刀闸和应装设的接地线有：
1）合上#15变高压侧832开关的接地刀闸8326。
2）在#15变低压侧装设一组三相短路接地线________号。
3）在#15变低压侧母排上装设一组三相短路接地线__________号。
三、应悬挂的标示牌有：
1）在#15变高压侧832开关，低压侧431、433开关，#15变紧供电源432开关、4321刀闸，#3炉EP 434开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
2）在#15变低压侧“ATS”切换开关操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
四、应装设的围栏有：
在2FMCC室#15变低压侧431、433开关、#15变紧供电源432开关及4321刀闸的相邻带电盘柜上装设警示围栏，并悬挂“有电，危险！”的警示牌。

锅炉专业考题和答案：
1、 什么叫流态化？
答：固体颗粒在流体作用下表现出类似流体状态的现象称为流态化。
2、 如何做布风板布风均匀性试验？
答：流化床锅炉布风板阻力特性试验的操作步骤为：首先在布风板上不加任何床料的情况下，启动吸风机，将炉膛负压控制设“自动”；启动一次风机，使一次风量在最小值；改变风量，一般挡板开度从全关到全开，再从全开到全关，选择不同的开度记录不同风量下对应的风量和风室压力数值；取两次测量的平均值作为布风板阻力最后值。整理出通风量与布风板阻力关系式，从而确定下布风板的阻力特性，绘制出布风板阻力与风量的关系曲线。
3、 循环流化床锅炉的优点有哪些？
答：一、燃烧效率高；
二、煤种适应性强；
三、添加石灰石、有较高脱硫效果；
四、添加石灰石、降低了氮氧化物生成量；
五、系统简单、 运行操作方便；
六、灰渣综合利用，前途广泛。
4、 CFB锅炉使用烟煤时为什么大量加入石灰石（急于降低SO2浓度时，NOX量会增加）？
答：

5、 典型锅炉事故有哪些？
答：一、锅炉爆炸事故；
1） 水蒸汽爆炸；
2） 超压爆炸；
3） 缺陷导致爆炸；
4） 严重缺水导致爆炸。
二、缺水事故；
三、满水事故；
四、汽水共腾；
五、锅炉爆管；
六、省煤器损坏；
七、过热器损坏；
八、水击事故；
九、炉膛爆炸事故；
十、尾部烟道二次燃烧；
十一、锅炉结渣。
6、 7 j' B!锅炉的保养方法有哪些？
答：锅炉停炉后，应当认真做好锅炉的防护保养工作，采取必要的防腐、防冻措施。
锅炉的防腐办法一般可以采用：
（1）短期降腐（15-30 天）
a 锅炉余热烘干法；
b． 氨液保护法。
（2）长期防腐（30 天以上）
a． 充氮保护法；
b． 干燥剂防腐。
7、 锅炉反平衡热效率如何计算？
答：锅炉的热平衡是以1Kg固体燃料或者液体燃料（气体为1立方米）为单位组成的。
反平衡可根据此公式计算
Qr=Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6 KJ/Kg
Qr：锅炉的输入热量
Q1：锅炉的输出热量，即锅炉有效利用热量
Q2：排烟损失热量，即排出烟气带走的热量，称为锅炉的排烟热损失
Q3：气体不完全燃烧损失热量，它是未燃烧完全的那部分可燃气体损失掉的热量，称为气体不完全燃烧热损失
Q4：固体不完全燃烧损失热量，它是未燃烧完全的那部分固体燃料损失掉的热量，称为固体不完全燃烧热损失
Q5：锅炉散热损失热量，由炉体和管道等热表面散热损失掉的热量，称为锅炉散热热损失。
Q6：其它热损失。
8、 答答我厂锅炉MFT条件？
答：我厂锅炉MFT条件：答答
（1） 按下锅炉MFT按钮；
（2） 炉汽包水位为低低值-200mm，高高+203mm；
（3） 引风机跳闸；
（4） 一次风机跳闸；
（5） 失去逻辑控制电源；
（6） 所有高压流化风机跳闸；
（7） 分离器入口左、右烟温高至1100℃，延时30S，3/3；
（8） 高压风机出口压力低至25kpa，延时30S，2/3；
（9） 床下一次风流量低至45kNm3/h，延时30S，2/3；
（10） 汽轮机跳车，锅炉选择联跳时延时5秒后，锅炉MFT；
9、 我厂锅炉受热面所用钢材的材质？
答：

10、 如果电动门全部由UPS供电，当发生“11.11”事故时，锅炉专业应如何处理？
答：

汽机专业考题和答案：
1、 除氧器除氧的原理（热力除氧）？
答：用蒸汽来加热给水，提高水的温度，使水面上蒸汽的分压力逐步增加，而溶解气体的分压力则渐渐降低，溶解于水中的气体就不断逸出，当水被加热至相应压力下的沸腾温度时，水面上全都是水蒸汽，溶解气体的分压力为零，水不再具有溶解气体的能力，亦即溶解于水中的气体，包括氧气均可被除去。除氧的效果一方面决定于是否把给水加至相应压力下的沸腾温度，另一方面决定于溶解气体的排除速度，这个速度与水和蒸汽的接触表面积的大小有很大的关系。
2、 什么是汽轮机调速系统的迟缓率、速度变动率和调差系数？
答: 汽轮机调速系统的迟缓率是指在调速系统中由于各部件的摩擦、卡涩、不灵活以及连杆、绞链等结合处的间隙、错油门的重叠度等因素造成的动作迟缓程度。机械液压型调速器最好的迟缓率ε= 0.3～0.4 %。采用电液压式数字型调速器灵敏度很高,迟缓率(人工死区)可以调节到接近于零。
速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:δ=(n1 -n2)/n×100%式中 n1汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n汽轮机额定转速。对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为"动态飞升"。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为 4～5 %。若汽轮机的额定转速为 3000转/分,则动态飞升在 120～150转/分之间。速度变动率越大,转速上升越高,危险也越大。
汽轮机调速系统的静态频率调节效应系数 kf的倒数为调速系统的调差系数。调差系数的计算公式为: kδ=△f(%)/△P(%)式中: △f(%): 电网频率变化的百分数,△P(%): 汽轮发电机组有功功率变化的百分数。调差系数的大小对维持系统频率的稳定影响很大。为了减小系统频率波动,要求汽轮机调速系统有合理的调差系数值,一般为 4%～5 %。
3、 造成汽轮机热冲击的主要原因有哪些？
答：汽轮机运行中产生热冲击主要有以下几种原因：
⑴ 起动时蒸汽温度与金属温度不匹配。一般起动中要求起动参数与金属温度相匹配，并控制一定的温升速度，如果温度不相匹配，相差较大，则会产生较大的热冲击。
⑵ 极热态起动时造成的热冲击。单元制机组极热态起动时，由于条件限制，往往是在蒸汽参数较低情况下冲转，这样在汽缸、转子上极易产生热冲击。
⑶ 负荷大幅度变化造成的热冲击。额定满负荷工况运行的汽轮机甩去较大部分负荷，则通流部分的蒸汽温度下降较大，汽缸、转子受冷而产生较大热冲击。突然加负荷时，蒸汽温度升高，放热系数增加很大，短时间内蒸汽与金属间有大量热交换，产生的热冲击更大。
⑷ 汽缸、轴封进水造成的热冲击。冷水进入汽缸、轴封体内，强烈的热交换造成很大的热冲击，往往引起金属部件变形。
4、 影响汽轮机胀差的主要因素有哪些？
答：影响汽轮机胀差的因素主要有以下几点。
(1)汽轮机滑销系统畅通与否。运行中应注意经常往滑动面之间注油，保证滑动面润滑及自由移动。有些机组在轴承箱与台板滑动面之间安装一层很薄的助滑垫，能很大程度地减小滑动面之间的摩擦力，保证汽缸自由膨胀与收缩。
(2)控制蒸汽温升（温降）和流量变化速度，这是控制胀差的有效方法，因为产生胀差的根本原因是汽缸与转子存在温差，蒸汽的温升或流量变化速度大，转子与汽缸温差也大，引起胀差也大。因此，在汽轮机启停过程中，控制蒸汽温度和流量的变化速度，就可以达到控制胀差的目的。
(3)轴封供汽温度的影响。由于轴封供汽直接与汽轮机大轴接触，故其温度变化直接影响转子的伸缩。机组热态启动时，如果高中压轴封供汽来自温度较低的辅助汽源或除氧器汽平衡母管，就会造成前轴封段大轴的急剧冷却收缩，当收缩量大时，将导致动静部分的摩擦。现代大型机组轴封供汽除了低温汽源外，还设置了高温汽源，可以有效地解决上述问题。根据工况变化，适时投用不同温度轴封供汽汽源，可以控制汽轮机胀差。
(4)汽缸法兰、螺栓加热装置的影响。汽轮机在启停机过程中使用汽缸法兰和螺栓加热装置，可以提高或降低汽缸法兰和螺栓的温度，有效地减小汽缸内外壁、法兰内外，汽缸与法兰、法兰与螺栓的温差，加快汽缸的膨胀或收缩，起到控制胀差的目的。法兰加热装置使用要恰当，否则可能造成两侧加热不均匀或蒸汽在法兰内凝结。对于高压缸采用双层缸的机组，高压夹层的蒸汽，在启动的开始阶段可以加热外缸，使外缸加快膨胀，减小胀差。但法兰加热装置也有可能带来不利的影响，如果温度和压力控制不当，可能造成法兰变形和泄漏，因此，对现代大功率机组，都是力求从汽缸的结构上加以改进，而不采用法兰加热装置，目前，普遍采用的技术是选择窄高法兰或取消法兰，使汽缸成为圆筒形。如ABB公司生产的汽轮机内缸取消了法兰，采用红套环紧箍；西门子公司生产的高压外缸是整体圆筒形，这些结构都有助于汽缸、转子的同步膨胀，减小汽轮机胀差。
(5)凝汽器真空的影响。在汽轮机启动过程中，当机组维持一定转速或负荷时，改变凝汽器真空可以在一定范围内调整胀差。当真空降低时，欲保持机组转速或负荷不变，必须增加进汽量，使高压转子受热加快，其高压缸正胀差随之增大；由于进汽量的增大，中低压缸摩擦鼓风的热量容量被蒸汽带走，因而转子被加热的程度减小，正胀差减小。当凝汽器真空升高时，过程正好相反，应该指出，对不同的机组，不同的工况，凝汽器真空变化对汽轮机胀差的影响过程和程度是不同的。
(6)汽缸保温和疏水的影响。由于汽缸保温不好，可能会造成汽缸温度分布不均匀且偏低，从而影响汽缸的充分膨胀，使汽轮机膨胀差增大；汽缸疏水不畅可能造成下缸温度偏低，影响汽缸膨胀，并容易引起汽缸变形。
5、汽机停机保护有哪些？
答：1）、汽轮机超速（3300rpm）。
2）、汽轮机轴向位移增大至+0.4mm。
3）、汽轮发电机组润滑油压低于0.05 MPa 。
4）、凝汽器真空降至60 kPa。
5）、控制系统故障。
6）、发电机跳闸。
7）、三台锅炉全停。
6、如何投入一抽？
答：当发电机负荷达到25MW时，一抽可以投运。投运步骤为：
1）、确认一抽、二抽管路已预热。
2）、确认抽气逆止阀在自由状态。
3）、按抽汽压力升高/降低“EXTRA STEAM PRESS SET”增/减按钮调整调速器抽汽压力设置比实际抽汽压力指示值（PT5005）低约50kPa。
4）、缓慢操作LP阀限制降低“LP VALVE LIMITER SET” 增/减按钮直到LP阀最低限制“LPV MIN”灯亮。
5）、确认抽汽压力在控“EXTRA STEAM PRESS IN CONT”灯亮。
6）、打开一抽电动门投入可调整抽汽运行。
7）、按抽汽压力升高“EXTRA STEAM PRESS SET”增加按钮逐渐提高调速器抽汽压力（PT5005）到设定值。
8）、如果一、二抽已经由公用26K反供汽时，应缓慢关闭26K隔离门退出26K蒸汽，同时监视一抽ECV阀位开度自动减小，抽汽压力保持恒定。
9）、确认供汽及其它设备运行稳定。
7、如何做超速试验？
答：飞锤式危急保安器超速试验
1 、 试验条件：
（1）机组安装或大修后。
（2）机组连续运行6个月。
（3）飞锤式危急保安器解体或调整后。
（4）甩负荷试验前。
（5）停机一个月后再启动时。
（6）机组带10%额定负荷连续4小时后解列发电机后进行（主蒸汽过热度应大于80℃）。
（7）试验前手打危急遮断装置，自动主汽门、调节汽门动作迅速，关闭严密。
（8）DEH工作正常；
（9）机组振动情况正常，轴向位移及胀差正常。
（10）电超速109%保护试验合格。
（11）再热蒸汽温度和真空正常。
（12）联系热工，解除锅炉FSSS系统中“汽机跳闸-MFT”保护。
（13）将DEH的OPC及ETS的超速保护功能切除。
（14）试验时，主蒸汽压力为6.0Mpa,主蒸汽温度为4500C。
2、 安全措施：
（1） 飞锤式危急保安器动作转速应为3300-3360 r/min，试验应进行两次，且两次动作转速差不超过0.6%n0,复位转速应高于工作转速50 r/min左右。    
（2） 机组转速达到3360r/min，而飞锤式危急保安器未动作，应立即打闸停机。
（3） DEH盘上将试验开关切至机械超速位置。
（4） 机组解列并且应在30 min内完成试验。
（5） 试验时，调节汽门若大幅度晃动，应打闸停机。
（6） 禁止在试验过程中发生主汽温度大幅波动的情况。
（7） 试验过程中必须有专人监视机组振动、轴向位移及胀差。
3 、试验步骤：
一、 超速试验前的准备
1 、机组已维持10%额定负荷运行4小时，方可进行试验。
2、 全面检查机组运行正常，无异常现象。
3 、全面检查DEH系统运行正常。
4 、全面检查ETS系统运行正常。
5 、在5分钟内将负荷减至零，机组解列，维持机组3000r/min。
6 、联系热工，确认解除锅炉FSSS系统中“汽机跳闸—MFT”保护。
7、 启动高压辅助油泵运行。
8、 检查各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门 “操作允许”指示灯亮。
9、 汽轮机手打遮断试验：运行人员手打危急遮断装置手柄，“自动主汽门关闭”信号发出，机组转速下降。
10、 检查各自动主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门动作迅速，关闭严密。
11 、汽轮机重新挂闸，维持机组3000r/min。
二、 OPC试验
1、 记录蒸汽参数：
主蒸汽压力          MPa，主蒸汽温度#1/#2      /       ℃
再热蒸汽压力      MPa，再热蒸汽温度#1/#2      /      ℃
真空-        Kpa
2、 在DEH“手操面板”画面上，点击“OPC 方式”按钮，即投入OPC保护 
3、 在DEH的操作面板上，设置目标转速3100 r/min，升速率50 r/min。单击“进行”按钮。
4 、观察汽机转速上升至      （3090左右） r/min时，DEH操作面板的“总图”画面上显示“OPC动作”字样。
5 、观察高、中压调节汽门自动关闭，机组转速下降。
6、 汽机转速下降至3090 r/min以下，且OPC保护动作已过3.0秒，高、中压调节汽门应自开启，维持3000 r/min稳定运行。
7 、记录超速状态下汽机最大振动， #    瓦处,振动      um
三、 电超速试验
1、 在DEH“手操面板”画面上，点击“OPC 禁止”按钮，OPC保护即被禁止。
2 、检查各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门 “操作允许”指示灯亮。
3、 联系热工，更改电超速动作值为3050 r/min。
4 、记录蒸汽参数：
主蒸汽压力      MPa，主蒸汽温度#1/#2      /       ℃
再热蒸汽压力      MPa，再热蒸汽温度#1/#2      /      ℃
真空-        Kpa
5 、在DEH的操作面板上，设置目标转速3060 r/min，升速率50 r/min。单击“进行”按钮。
6、 汽机转速升至3050 r/min左右后，汽机跳闸。检查各高、中压主汽门，高、中压调节汽门，各抽汽逆止门，高排逆止门动作迅速，关闭严密。
7 、记录超速状态下汽机最大振动， #    瓦处,振动      um
8 、汽轮机重新挂闸，维持机组3000r/min。
9、 联系热工，恢复电超速动作值为3270 r/min（109%）。
四、 机械超速试验
1、 检查各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门 “操作允许”指示灯亮。
2 、联系热工将转速钥匙开关切至机械超速位置。
3 、记录蒸汽参数：
主蒸汽压力      MPa，主蒸汽温度#1/#2      /       ℃
再热蒸汽压力      MPa，再热蒸汽温度#1/#2      /      ℃
真空-        Kpa
4、 输入转速的目标值3360r/min，升速率50r/min，机组升速。
5 、机组升速至3330～3360r/min时，飞锤式危急保安器动作，“自动主汽门关闭”信号发出，对应的超速指示灯出现红色亮光指示。记录飞锤式危急保安器动作转速       r/min。
6、 检查机组各自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，机组转速应下降。
7 、记录超速状态下汽机最大振动， #    瓦处,振动      um
8、 联系热工将转速钥匙开关切至“投入”位置。
9 、机组挂闸，维持机组转速3000r/min。
10、 按上述步骤再进行一次超速试验，记录动作转速       r/min。
11 、停止高压辅助油泵运行。
12 、试验完毕，恢复机组正常运行，汇报值长，做好记录。 
8、紧急事故停机条件？
答：1）、 汽轮机发生水冲击。
2）、高压汽水管道破裂，威胁人身和设备安全。
3）、机组轴振突然增大超过0.125mm，或清楚地听到金属摩擦声。
4）、汽轮机轴封处冒火花。
5）、发电机和励磁机冒烟或着火。
6）、油系统着火不能立即扑灭，严重威胁机组安全。
7）、汽机胀差报警+6.56或-2.21
8）、主汽温度不受控制持续下降83℃。
9）、汽轮机转速超过3300rpm，而超速保护拒动作。
10）、汽轮机轴向位移增大至+0.4mm保护不动作，或至-0.85mm。
11）、经启动辅助油泵和事故油泵、调整过压阀润滑油压仍降低至0.05 MPa。
12）、油箱油位降低至6033L以下，补油无效，且主油泵出口油压波动或系统严重漏油。
13）、汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或任一径向轴承金属温度达107℃、或推力瓦金属温度达99℃经紧急处理无效时。
9、何种情况应紧急停用故障辅机？
答：发生下列故障之一，应紧急停止相应辅机设备。
1） 发生强烈振动超过允许值；
2） 辅机设备内有明显的金属摩擦声或撞击；
3） 离心水泵发生汽化时；
4） 轴承冒烟或超温时；
5） 盘根或机械密封处大量漏水或冒烟时；
6） 电动机着火或冒烟时；
7） 辅机跳闸保护该动而未动时；
8） 危机人身安全时。
10、汽轮机水冲击的现象、原因及处理？
答：现象：
1）、主蒸汽温度急剧下降。
2）、第一级进汽压力摆动增大。
3）、主汽阀、调速汽门或抽汽控制门门杆冒白汽。
4）、主蒸汽或抽汽管道发生水冲击或产生振动。
5）、机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声，振动增大。
6）、轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高，汽缸及突然下降，差胀减少并向负方向发展。
原因：
1）、主蒸汽减温水调整不当。
2）、机组负荷急剧变化，主蒸汽温度急剧降低。
3）、本体疏水不良。
4）、蒸汽管道疏水不畅。
5）、除氧器或高加满水。
6）、轴封蒸汽温度调整不良，轴封带水。
7）、锅炉汽包满水。
8）、石化90K用汽突减后，锅炉泄压过快，引起90K减温水和饱和蒸汽返入主汽联箱。
处理：
1）、当发生水冲击时应紧急停机。
2）、开启汽缸及有关蒸汽管道疏水阀。
3）、若是高加除氧器等满水引起的进水应隔离加热器运行，并开启其抽汽管道疏水阀。
4）、当汽轮机因水冲击而停机后，应先进行手动盘车，检查机组无异常后，方可投入连续盘车。
5）、汽轮机因水冲击紧急停机过程中，若伴有轴向位移大报警或跳闸信号，则停机后应由检修进行推力轴承解体检查，否则禁止启动汽轮机。
6）、汽轮机紧急停机过程中，若惰走时间明显缩短，且伴有金属碰撞声，则汽轮机应揭缸检查， 否则禁止启动汽轮机。
7）、如果转子被卡住，应设法每小时将机组盘车一次，当转子转动自如时，应继续谨慎的连盘。
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