汽机专业技术监督的主要内容

第一篇：汽机专业技术监督的主要内容

汽机专业技术监督的主要内容

1． 监督管理: 1)明确汽机监测专责人及其职责； 2)制订年度汽机监测计划； 3)网络活动、培训情况；

4)及时上报年度汽机监测总结报告； 5)及时上报事故缺陷处理报表； 6)汽机监测设备台帐；

2． 振动监测：

1)技术资料：

a)检查出厂技术资料应齐全；（出厂技术资料包括：安装使用说明书、产品合格证明书、出厂试验记录、轴系标高及扬度曲线、轴承间歇及中心推荐值、轴系临界转速、轴承失稳转速； b)安装过程记录；

c)运行中的振动、缺陷、故障及其处理记录应齐全； d)大修记录（报告）应齐全； e)汽轮发电机组每月定期测量纪录表； 2)整体运行工况及技术状况：

a)振动保护投入情况； b)振动状况评价； c)TSI监测装置无异常； 3)主要部件及附属设备技术状况： a)润滑油温度、轴承温度无异常； b)差胀、轴向位移、汽缸绝对膨胀无异常； c)发电机冷却水压力、温度、流量无异常； d)定期进行油压低联锁保护试验，联锁保护正常； e)主蒸汽再热蒸汽压力、温度及汽缸温度测点正常可靠；

f)汽轮机油质量及检验周期和项目应符合要求。油净化装置正常投入运行，油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。

3． 调节保安系统：

1)技术资料：

a)调速系统型号、出厂编号、出厂试验报告和交接试验报告、使用说明书应齐全；

b)调速系统系统图及有关部件零件图齐全； c)调节系统静态特性试验报告（大修或改进后）； d)调节保安系统相关试验报表； 2)调节系统设备的运行状况：

a)汽门严密性试验数据（大修后或汽门改进后）； b)超速试验数据记；录

c)主汽门、调门关闭时间试验数据；

d)汽轮机油质量及检验周期和项目应符合要求； e)按规定定期进行主汽门、调门活动试验； f)按规定定期进行ETS通道试验； g)按规定定期进行抽汽逆止门关闭试验； h)调速油压、安全油压符合要求；

4． 叶片监测：

叶片故障缺陷分析及处理记录；

5． 运行：

1)汽轮机启停是否按有关规程进行，重点要求如下：

a)大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入；

b)大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm； c)高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃；

d)蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃；

e)机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。停机后立即投入盘车；

f)机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源；

g)疏水系统投入时，严格控制水系统各容器水位，供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机； h)停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水；

i)起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水；

2)技术资料：

机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。3)主要指标：

a)主汽压力； b)主汽温度； c)再热汽温； d)给水温度； e)凝汽器真空度； f)真空严密性情况； g)凝汽器端差； h)胶球系统投入情况； i)高加投入率； j)加热器端差； k)机组补水率； l)冷却塔冷却效果；

m)厂用电率及主要辅机单耗情况：给水泵、循泵； n)机组热耗率； o)耗水率统计； p)机组不明泄漏量；

q)漏点抽查：高压疏水管、高旁门、凝结水再循环门等；

第二篇：汽机专业技术工作总结讲解

汽机专业技术工作总结

本人1976年毕业于哈尔滨电力学校汽轮机专业，从事汽轮机专业已37年，1976年～1983年在呼伦贝尔电业局电力安装工程处，从事发电厂汽轮机安装工作，任汽轮机技术员。1983年3月调入东海拉尔发电厂，任汽机分场技术员，1994年，调入安全生产部，任汽机专责工程师，1992年通过工程类工程师资格的行业评审，晋中级职称。在从事汽轮机运行、检修管理的工作中，积累了丰富的工作经验，为我国电力建设和电力生产做出了较大的贡献，下面把我多年来在专业技术工作中所取得的成绩总结如下： 1、25MW机组胶球清洗装置改进：1993年，对东海拉尔发电厂2台25MW机组胶球清洗装置进行改造，由活动式改为固定式，解决了原胶球清洗装置收球率低不能正常投入而需人工清洗凝汽器的问题，改造后胶球系统收球率100%。此项目荣获1993年伊敏煤电公司科技成果二等奖。本人在此次改造中起着重要作用。

2、锅炉及热网补水改用循环水余热利用：1996年，进行25MW机组循环水余热利用改造，将机组的循环水输送到化学水处理室，进行处理后作为锅炉和热网的补水；充分利用循环水的余热。改造后取消了生水加热器，提高了机组的经济性。本人在此次改造中起着重要作用，此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果三等奖。1999年，本人撰写论文《循环水余热利用及节能效果》，在《节能技术》编辑部，黑龙江省能源研究会优秀论文评审中被评为壹等论文。

3、解决#1机组调速系统工作不稳定，负荷摆动问题：#1机组调速系统工

作不稳定，负荷大幅摆动，严重威胁机组的安全运行。经过组织专业研究、分析及试验，确定是危急遮断油门上油门活塞的排油孔的位置偏离设计位置，阻碍排油，使保护油路各滑阀间隙的泄油不能及时排出而进入速闭油管路，推动错油门上移，使调速系统不能正常调节而形成摆动。改进措施是：在油门活塞上重新钻孔使排油通畅，消除系统摆动，改进后调速系统工作正常。此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果四等奖。

4、主持25MW机组锅炉连续排污扩容器疏水装置改造：锅炉连续排污扩容器的疏水器厂家设计为吊桶浮子式疏水器，此装置关闭不严内漏严重，运行中连续排污扩容器无水位运行，将锅炉连续排污中的蒸汽白白浪费掉。为此将此疏水器改为液压水封疏水装置，改造后连续排污扩容器水位稳定，不需维护，回收了蒸汽，减少了热损失。此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果四等奖。

5、主持#

1、2机组PYS—140型除氧器及补水系统的节能改造： #

1、2除氧器为喷雾淋水盘式大气式除氧器，运行中排汽带水严重。存在着疏水泵打水困难疏水箱满水溢流现象。1997年主持对#

1、2除氧器及补水系统进行改造，具体措施是：（1）在除氧器头部加盖挡水装置并在排氧管上安装节流孔。（2）将进入除氧器的疏水与凝结水分开，疏水经喷嘴单独进入除氧器。改造后除氧器消除了排汽带水现象。疏水箱不满水不溢流减少了热损失，疏水泵打水快可间断运行降低了厂用电。此项目荣获1996年伊敏煤电公司科技成果三等奖。本人撰写《PYS—140型除氧器及补水系统节能改造》，在《节能》杂志2001年第2期发表。

6、厂内热网系统补水改造设计：厂内热网系统补水箱设计在主厂房25米

层，补水阀门为手动调节。

1、由于热网循环泵入口静压高使热网供水压力升高大于暖气片的工作压力，因此经常发生暖气片崩裂现象，2、由于我厂热网循环水与生活热水为同一个系统，生活热水用量不恒定，时大时小。人工调节热网补水量不及时，经常发生热网补水箱满水溢流现象。1999年，对厂内热网补水系统进行改造，改进方案是：将热网补水箱改在热网加热站的屋顶，在补水箱内安装浮子套筒式补水调节阀。改造后热网供水压力稳定控制在0.4MPa以内，补水调节阀根据用水量自动调节水量，此装置免维护。

7、修改#

1、2机组低真空改造辅机冷却水系统设计：在2001年#

1、2机组低真空循环水供热改造中，对辅机冷却水系统设计不合理的地方提出修改意见，将辅机冷却水泵入口负压吸水改为正压进水，将冷却水塔内增加取暖设备防冻改为辅机冷却水伴热防冻。提高了辅机冷却水系统运行可靠性，解决了水塔冬季停运后塔盆和进水管道防冻的问题。

8、#

3、4机组凝结水泵入口管道改造：#

3、4机组凝结水泵入口管道设计为Φ159×4、5的管道。其管径设计偏小，机组的凝结水不能及时排出。在机组试安装期间对凝结水泵入口管道进行改造，将泵入口管道改为Φ219×6管道，改造后消除了缺陷。

9、#

3、4水塔压力管道防冻设计：#

3、4机组冬季抽凝运行1台水塔停运，该系统设计没有考虑冬季停运的水塔上水管道防冻的问题。在机组安装期间将#

3、4水塔进水管道安装了防冻阀门，解决了冬季停运水塔进水管道的防冻问题。

10、主持#

3、4机组前汽封排汽系统改造：我厂#

3、4机组前汽封排汽设计为三级排汽，第一级（靠汽缸侧）、二、三级排汽分别排至二、三、五段抽汽。

此设计存在的问题是前汽封漏汽排泄不畅，汽封向外漏汽漏入前轴承箱使油中带水，而且各排汽管道未安装阀门，使汽封排汽量无法调节。2006年，对#

3、4机前汽封排汽系统进行改造：将前汽封一、二、三级排汽改排至下一级抽汽（四、五、六段抽汽），并在每路排汽管道安装阀门进行调节。改造后前汽封排汽通畅，减少向外漏汽，解决了油中进水的问题。

11、#

3、4机组给水再循环系统改造设计：#

3、4机组给水再循环系统设计为Φ159×4母管和Φ133×4分支管道，再循环母管联络门和分支管阀门设计为PN2.5MPa阀门，而且再循环母管缺少联络门。当给水再循环系统有故障检修时系统阀门不能关闭，必须2台机组全停才能检修。2007年利用机组全停消缺的机会，对#

3、4机组给水再循环系统进行改造，将给水再循环管道改为Φ133×12管道，母管联络门和分支门改为25MPa阀门,在给水泵再循环母管上增加了联络门数量。提高了给水再循环系统的安全性和可靠性。

12、主持#

1、2热网补水系统的节能改造：2007年，主持对#

1、2热网补水系统进行改造，将50MW机组的循环水补入#

1、2热网系统，回收利用了循环水的余热，改造后回收利用了循环水的余热，提高了机组的经济性。撰写《某电厂热网补水系统的节能改造》，在《节能》杂志2013年第9期发表。

13、＃

3、4机组主蒸汽疏水系统改造：2台50MW机组投产后，存在着主蒸汽疏水故障检修时系统不能隔断、必须2台机组全停才能检修的缺陷，严重影响机组的正常运行，2009年利用机组全停消缺的机会，对2台机组主蒸汽系统进行改造，将主蒸汽疏水改为单机组独立疏水系统，改造后疏水系统运行可靠。此改造项目荣获2009年东海拉尔发电厂《合理化建议和“五小”竞赛奖励》一

等奖。

14、#

3、4机励磁机冷却水接口改造：#

3、4机励磁机冷却水设计接口在发电机空冷器冷却水门后，由于高差的原因使励磁机冷却水量不能满足需求。因此在2009年机组检修时对该系统进行了改造，将励磁机冷却水的接口改到循环泵出口母管上。改造后励磁机冷却水量充足运行可靠。

15、#

3、4机射水泵入口管道改造：#

3、4机组射水泵入口管道设计为Φ219×6管道，该设计的缺点是泵入口管道管径偏小，射水泵的振动偏大超标，并不能保证水泵安全运行。2010年机组大修时，对泵入口管道进行改造，将泵入口管道改为Φ377×6管道，改造后改善了水泵运行环境消除了振动，提高了水泵运行的安全性和可靠性。

16、参加对#3发电机组轴承振动的诊断及处理：我厂#3机组（50MW）投产后，就由于发电机轴承座振动超标问题几次停机检查，并在随后的两次大修和几次小修都没有彻底解决，一般运行半年后，发电机振动又会逐渐爬升超标，针对#3发电机轴承振动问题，经过认真的分析研究，制定了处理措施，并在2010年机组大修中实施。具体方案是：

1、更换3、4号轴承座，改为加固型轴承座。

2、拆除台板、垫铁，重新布置垫铁，在3、4号轴承座各增加6副垫铁（修前各为10副垫铁，修后各为16副垫铁），进行基础二次灌浆。转子轴系做高速动平衡，将轴承振幅降到合格范围。大修后机组发电机后轴承振幅降到50μm以内，前轴承轴向振幅降至60μm左右，机组可长期运行。本人在在此次工作中起重要作用。撰写论文《一台50MW汽轮发电机组振动故障诊断及处理》，在《汽轮机技术》2013年第6期发表。

17、#2回水泵站升压泵出口阀门起吊设施设计：2011年＃2回水泵站4台回水升压泵出入口门由电动蝶阀更换成电动闸阀，泵出口电动闸阀安装在3m标高处，电动闸阀自重1260kg（闸阀960kg，电装300kg）。因泵站未设计回水升压泵和泵进出口门的起吊设施，因此需制作安装泵和出入口门的起吊梁。在#2回水升压泵间顶部固定安装起吊梁（22b工字钢，长25.5m，自重928kg），起吊梁固定在6根引梁下部，引梁为30a槽钢（单梁长4m，重160kg），南侧搭在原电机起吊梁上焊接固定，北侧与厂房混凝土梁预埋铁焊接（预埋铁400×400×12钢板，钢板上焊4根Φ16钢筋横向插入混凝土梁中），起吊梁上安装3t手动单轨小车和3t导链。此起吊设施完成了#2回水泵站升压泵出入口阀门更换的吊装任务，又可进行回水升压泵检修时泵盖和转子的吊装，详见《#2回水泵站升压泵出口门起吊梁强度校核》和《#2回水泵站升压泵出口门起吊梁施工图》。此改造项目荣获2011年东海拉尔发电厂《合理化建议和“五小”竞赛奖励》一等奖。18、25MW机组工业水与50MW机组工业水管道连接改造：在50MW机组工业水系统设计时，没有考虑与25MW机组工业水系统连接，当50MW机组工业水系统故障水源中断时没有辅机冷却水源。因此在2012年机组检修时，将25MW机组工业水与50MW机组工业水进行连接改造。改造后系统灵活可互为备用，提高了系统的可靠性。

19、#2热网循环泵叶轮车削，解决热网循环泵出口门开度偏小的问题 #2热网4台循环泵叶轮直径Φ595mm，运行中水泵出口门（DN500闸阀）只能开60mm（此时电机电流46A），开度大于60mm时电机电流超标（额定电流48A），水泵轴功率大于设计值。2013年，将#2热网#

1、3循环泵叶轮直径车削20mm（由

Φ595mm车削到Φ575mm）并作叶轮的静平衡试验。车削后水泵运行出口门可全开，电流在42A（比车削前降低4A），供水压力和流量不降。在此工况下水泵可长期运行。解决了#2热网循环泵出口阀门开度偏小的问题。2台热网循环泵叶轮车削后，水泵轴功率降低59kw，运行中每个取暖期节省厂用电量659，856kw，上网电价0.326元/kwh，年创效益21.5万元。20、2013年9月，编制#3机组低真空运行循环水供热改造方案，进行辅机冷却水系统改造设计：工程于2013年10月12日完成改造并投入运行。实现节能、经济运行的目的。本人负责编制#3机组低真空运行循环水供热改造方案，进行辅机冷却水系统改造设计并指导安装，解决安装中存在的问题。撰写论文《供热初末期50MW机组低真空循环水供热的可行性》，在《节能》杂志2013年第12期发表。

东海拉尔发电厂安全生产部 王庆一

二〇一三年十一月一日-

第三篇：汽机专业主机巡检检查内容

汽机专业（16题）

1、汽轮机运行中的检查项目有哪些（针对汽轮机本体）？

（1）

倾听汽轮机运行声音，各轴承振动正常。

（2）

检查各轴瓦和密封瓦无漏油，汽轮机管道、阀门无漏汽。

（3）

检查盘车装置完好。

（4）

检查各轴承回油观察窗无水珠，回油温度正常。

（5）

检查前箱汽轮机膨胀指示正常。

（6）

检查EH油AST电磁阀和停机电磁阀正常无泄漏。

2、闭式水系统的启动前操作项目有哪些？

（1）

闭式水系统工作结束，工作票注销，各电动门、调整门开关送电，试验开关正常。

（2）

检查闭式水用户阀门处于启动前状态。

（3）

闭式水泵静态试验合格。

（4）

闭式水至炉侧冷却水门和化学取样架冷却水门处于开启位置。

（5）

检查闭式水扳冷器检修工作结束，系统阀门处于投运前状态。

（6）

闭式水箱补水，并开启闭式泵出口电动门，系统管道充水赶空气彻底。

（7）

闭式泵电机测绝缘合格送电具备启动条件。

3、汽动给水泵运行中检查项目有哪些？

（1）

前置泵运行中轴承油位正常，电流正常不摆动，就地轴承温度正常，振动正常，系统无泄漏。

（2）

小机油箱油位正常，主油泵运行正常，油压、油温正常。

（3）

小机排汽蝶阀开启正常，排汽缸温度正常。

（4）

汽动给水泵各轴承温度正常，轴承振动正常。

（5）

就地立盘检查润滑油压、EH油压、安全油压、润滑油滤网前后差压正常，无漏油。

（6）

汽动给水泵汽轮机前后汽封处无漏汽。

（7）

汽动给水泵机械密封无泄漏。

（8）

汽动给水泵小汽轮机调速系统运行正常，连杆连接完好不摆动。

4、电动给水泵运行中检查项目有哪些？

（1）

电泵运行前闭式水系统必须连续运行。

（2）

运行中声音正常，无汽水泄漏。

（3）

耦合器油位正常在油位计1/2以上。

（4）

各轴承温度正常，无漏油。

（5）

机械密封冷却水无泄漏。

（6）

润滑冷油器和工作冷油器冷却水门开启正常，出口油温正常。

（7）

耦合器各瓦温度正常。

（8）

耦合器调整机构连杆连接牢固、不松动。

5、汽动给水泵前置泵运行中检查项目有哪些（包含电机部分）？

（1）

前置泵轴承油位正常，轴承温度正常，振动正常。

（2）

系统无泄漏，盘根不漏甩水。

（3）

轴承冷却水阀门位置正常开启位，前置泵机械密封水门开启投运。

（4）

电机运行声音正常，振动正常，电机温度正常。

（5）

前置泵出口安全门不泄漏。

6、凝结水泵运行中检查项目有哪些？有哪些注意事项？

（1）

泵与电机振动正常，运行声音平稳。

（2）

凝结水泵轴承油位正常1/2处，轴承温度正常。

（3）

机械密封水正常不甩水。

（4）

凝结水泵空气门开启。

（5）

凝结水泵出口电动门不振动，管道支吊架完好。

（6）

备用凝结水泵正常处于备用状态。

（7）

凝结水泵坑水位正常。

7、内冷水站运行中的检查项目有哪些？内冷水温如何调整？

（1）

内冷水箱水位正常不低于1/2处。

（2）

内冷水泵轴承油位正常，温度正常，振动正常。

（3）

内冷水出口滤网单侧运行，另一侧备用。

（4）

内冷水冷却水单侧运行，另一侧备用。

（5）

离子交换器运行正常，无泄漏。

（6）

内冷水泵电机温度正常。

（7）

内冷水温调整：冷却器出水门保持全开，用冷却水进水门进行调整，控制冷却器出口水温40-45℃。

8、内冷水滤网如何切换？

（1）

就地与集控室用对讲机联系，严密监视内冷水系统压力、流量。

（2）

就地手动少开备用滤网放空气门。

（3）

缓慢少开备用滤网进水门，滤网进行注水赶空气，当放空气门连续出水后关闭放空气门，全开滤网进水手动门。

（4）

缓慢开启备用滤网出口手动门，直至全开，并与集控联系监视内冷水压力、流量正常。

（5）

缓慢关闭预停滤网进水手动门，观察内冷水压力、流量不变化，直至全关。

（6）

缓慢关闭预停滤网出水手动门，直至全关。

（7）

根据需要停运滤网做安措。

9、小汽轮机润滑油冷油器如何切换？

（1）

就地与集控室联系，准备切换小汽轮机润滑油冷油器。

（2）

检查备用冷油器冷却水进出水手动门在开启位。

（3）

集控室严密监视小机润滑油温、油压变化。

（4）

松动润滑油冷油器切换手柄压把，缓慢切换润滑油冷油器切换手柄，对备用冷油器进行充油，严密监视润滑油压变化。

（5）

当备用冷油器放空气门无空气后，缓慢操作冷油器切换手柄至中间位，双侧冷油器并列运行，严密监视润滑油压、油温变化。

（6）

当检查润滑油压、油温正常后，缓慢切换冷油器切换手柄直至运行冷油器退出。

10、EH油站运行中检查项目有哪些？

（1）

EH油箱油位正常不低于1/2处。

（2）

EH油温正常35-50℃之间，油压不低于14MPa。

（3）

备用EH油泵电源正常，进出口门处于备用状态。

（4）

EH油再生泵运行正常，再生装置运行正常。

（5）

EH油泵电流正常（#6机在就地检查）。

（6）

EH油管道不振动。

11、密封油系统运行中检查项目有哪些？

（1）

密封油箱油位正常不低于1/2油位计。

（2）

密封油泵运行正常，系统无泄漏。

（3）

密封油母管压力正常，差压阀动作正常，油氢差压正常0.04-0.06MPa。

（4）

密封油箱真空保持不低于-60Pa。

（5）

发电机密封瓦无泄漏。

（6）

发电机油水探测器内无油。

（7）

发电机密封油回油浮子油箱油位正常。

（8）

发电机空油分离器排烟机运行正常，每周三对排烟机底部排污油一次。

12、真空泵系统运行中的检查项目有哪些？

（1）

检查真空泵电机温度是否正常。

（2）

检查真空泵泵体温度是否正常，轴承振动是否正常。

（3）

检查运行泵机封不甩水。机封处温度正常。

（4）

检查真空泵汽水分离器水位是否在正常范围内。

（5）

检查运行泵汽水分离器出口扳冷器出口水温不高于26℃。

13、循环水泵运行中的检查项目有哪些？

（1）

检查水塔水位正常，一次滤网不堵塞，（落差不超过20cm）。

（2）

检查运行循环水泵吸水井液位不能低于-2米；

（3）

倾听循环水泵运行声音正常；

（4）

查看循环水泵上轴承油位是否正常，油位处于1/2以上。

（5）

测量循环水泵就地振动正常，并与就地显示对照。

（6）

检查运行泵出口蝶阀状态正常，出口蝶阀液压控制机构不漏油。

（7）

循环水泵出口蝶阀坑内排污坑水位不高。

14、白班汽机专业巡检的定期工作有哪些？（任意说出3项）

（1）

EH油再生装置运行3小时。

（2）

运行循环水泵清污机连续运行20分钟。

（3）

零米西墙疏水管道放水15分钟。

（4）

凝汽器水室放空气管道放空气。

（5）

9：00启动胶球泵运行，中班收球停运。

（6）

对机房顶部管道进行测温，并对温度高的管道进行检查消除。

（7）

对工业供汽管线进行巡视检查一次。

15、我公司机侧的加热器有哪些？设备位置在什么地方？（以单机为例）

共有3台高加、4台低加、1台除氧器。

6.3米：#6低加、#2高加、#7、8低加；

12.6米：#5低加、#3高加；

22米：#1高加、除氧器。

16、汽轮机冲转时就地检查及注意事项有哪些？

（1）

冲转前检查盘车挠度在正常范围。

（2）

挂闸后就地挂闸EH油压正常，无泄漏。

（3）

检查汽轮机在冲转速升速时盘车是否顺利脱扣，若未脱扣立即打闸，若脱扣，手动停止盘车电机。

（4）

检查汽轮机运行声音正常，各轴承振动、瓦温正常，回油正常，倾听动静无摩察。

（5）

在汽轮机头处待命，防止集控室打闸失效时就地手动打闸。

（6）

挂闸时检查6.3米主汽门、调门是否开启，高中压主汽门、调门无漏汽。

（7）

挂闸且开启高排逆止门时在0米检查，与DCS对照是否一致。

锅炉专业（13题）

1、磨煤机启动前的检查项目有哪些？

（1）

磨煤机启动前，必须检查脚手架拆除，工作场所洁净，照明良好，禁止在即将启动的系统上进行检修等工作。

（2）

磨煤机进、出口无积粉和积煤，无自燃现象，检查人孔门关闭严密，外罩与人孔门封闭良好，防爆门完整无损。

（3）

各地脚螺丝齐全牢固，简体密封良好，周围无妨碍运行的杂物，转动部件保护罩紧固。

（4）

油温、风温及瓦温测点良好，大瓦回油温度计齐全，指示正确；大瓦笛形下油管无堵塞，油量充足。

（5）

接地线良好，靠背轮齐全牢固，事故按钮良好。

（6）

冷却水开启，管道阀门畅通，无漏水现象。

（7）

减速机油位正常，油量合适，无缺油、漏油及跑油现象。

（8）

灭火装置完整齐全，并处于备用状态

2、磨煤机运行中的检查项目有哪些？

（1）

监视传动装置，减速箱齿轮应有充足的油量，减速箱窥油孔有油，发现有水份或变质，应及时联系检修更换。

（2）

随时监视油泵的运行及油的冷却情况，各部油位、油压正常，主轴承油压应保持在0.2～0.3MPa之间；油温控制在20～40℃范围。

（3）

磨煤机减速机运行中无杂音，磨煤机的联接轴承应无冲击声及杂音，振动在允许范围内。

（4）

磨煤机振动及各大瓦进、回油正常且大瓦温度正常

3、送风机启动前的检查项目有哪些？

（1）

确认风机的机械及电气设备检修完毕，工作票已收回，现场清理干净，各处孔、门关闭，无工具及杂物。

（2）

所有联接螺栓紧固，地脚螺丝无松动，风机靠背轮保护装置安装牢固。

（3）

电机绝缘合格，接地线良好，事故按钮完好。

（4）

检查送风机油站油位、油温正常，投入冷却水，调整水量正常，检查回水畅通。

（5）

调整动叶的执行机构完整、动作良好，动叶在关闭位置，送风机出口挡板在关闭。

（6）

风机就地各控制开关、指示灯、操作按钮等设备齐全良好。

（7）

控制室台盘及DAS、BMS系统运行。

（8）

如风机在低温环境下长时间没有运转，在风机运行前至少提前两小时投入油站系统，并在叶片调节范围内调节叶片。

4、引风机启动前的检查项目有哪些？

（1）

确认风机的机械及电气设备检修完毕，工作票已收回，现场清理干净，各处孔、门关闭，无工具及杂物。

（2）

所有联接螺栓紧固，地脚螺丝无松动，各部管道连接处密封良好。

（3）

电机接地线良好，事故按钮完好。

（4）

风机轴承润滑油充足，油位正常，油质良好，轴承测温装置良好。

（5）

调整动叶的执行机构完整、动作良好，风机靠背轮保护装置安装牢固。

（6）

风机就地各控制开关、指示灯、操作按钮等设备齐全良好。

（7）

检查稀油站油箱油位、油温、冷却水、油压及油量正常

（8）

检查密封风机运行正常

5、送风机运行中的检查项目有哪些？

（1）

风机运行中要经常监视各部温度变化及报警信号，出现异常时应立即采取措施处理。

（2）

风机严禁在喘振区工作，当风机发生喘振时，应立即关小非喘振侧风机的动叶，降低风机负荷运行，直到喘振消失为止，并同时检查风机喘振是否由进、出口风门关闭所致，若是，应立即开启所关风门。

（3）

运行中应经常对风机进行全面检查，发现滤油器、润滑油油质、油位及油压异常时，应及时汇报，联系检修处理。

（4）

风机在运行中有条件时每周将动调大幅度增减一次，以防液压缸故障失灵。

6、捞渣机运行中的检查项目有哪些？

（1）

捞渣机在运行期间，应每班巡检一次，内容有：环链与链轮的啮合、环链接头、刮板与环链的连接、液压系统中油箱中的油位、减速箱油位、水封是否正常等情况。

（2）

检查捞渣机各部件无异常现象及摩擦声音

7、捞渣机的水封有什么作用？运行中该如何调整？

防止大量外界空气由捞渣机进入炉膛，造成锅炉燃烧不稳，运行调节捞渣机补水量有轻微溢流即可。

8、我公司单台锅炉的本体吹灰器有多少？都布置在哪些区域？

48个，沿流程分别布置于前屏、后屏、高过、高再、低过及低再区域

9、我公司汽包水位计有哪些？都在什么地方显示？

有双色、电接点及差压三种水位计，双色水位计在汽包小间就地通过远传摄像头传于集控室内，电接点水位计在集控室立盘显示，DCS显示为差压水位计。

10、我公司锅炉的取样一次门都布置在什么地方（任一锅炉为例）？

#6炉位于12.6米，#7炉位于电梯4楼及6楼。

11、锅炉每班的定期工作有哪些？（任意说出3项即可）

（1）

木屑分离器清理；

（2）

给煤机后端石头清理；

（3）

给煤机防堵装置落煤管清理；

（4）

水位计上下水位对照；

（5）

看火、清理燃烧器喷口积渣；

（6）

四管泄露装置检查。

12、如何清理木屑分离器？

（1）

制粉系统进行清理木块工作前告知制粉系统监盘人员加强该系统的监视并适当降低给煤机出力、提高磨煤机入口负压；

（2）

操作人员就地将该制粉系统木块分离器上部风门挡板打开；

（3）

操作人员就地将木块分离器篦子拉下，到位后复位；

（4）

操作人员就地关闭木块分离器上部风门挡板并打开木块分离器下部风门挡板；

（5）

操作人员就地开启木块分离器的取杂物挡板进行清理工作，完毕后关闭该挡板；

（6）

操作人员就地关闭木块分离器下部风门挡板并告知制粉系统监盘人员恢复该制粉系统运行，操作完毕。

13、对燃烧器的检查项目有哪些？

（1）

检查燃烧器有无漏粉、漏风现象；

（2）

检查燃烧器喷口有无积渣；

（3）

检查燃烧器有无烧红现象；

（4）

检查燃烧器喷口煤粉着火距离适中。

电气专业（5题）

1、主变的检查项目有哪些？

（5）

变压器声音是否正常；

（6）

瓷套管是否清洁，有无破损、裂纹及放电痕迹；

（7）

油位、油色是否正常，有无渗油现象；

（8）

变压器温度是否正常；

（9）

变压器接地应完好；

（10）

电压值、电流值是否正常；

（11）

各部位螺丝有无松动；

（12）

二次引线接头有无松动和过热现象。

2、发电机的检查项目有哪些？

（1）

发电机各部温度应正常，两侧入口风温差不超过3℃；

（2）

发电机、励磁机无异常振动、音响、气味；

（3）

氢压、密封油压、水温、水压应正常，发电机内应无油；

（4）

氢气冷却器是否漏水，放空气门能否排气排水；

（5）

碳刷清洁完整无冒火。

3、220V直流段的检查项目有哪些？

（1）

直流母线室内清洁无杂物，无焦糊气味。空调运行良好，室内温度在25℃左右。

（2）

集中监控器及绝缘检测装置运行良好，装置无报警音响及信号。

（3）

母线电压正常，各处接线完好。电缆接头无过热现象。

（4）

正对地和负对地的绝缘状态良好，无异常报警。

（5）

各馈线开关状态正确，无跳闸报警。

（6）

各部分熔丝无熔断。

（7）

各盘柜柜门关闭。

4、运行中电动机的检查项目有哪些？

（1）

检查电机及各轴承运行正常无异音。

（2）

检查电动机外壳、轴承及润滑油温度是否异常。

（3）

电动机运行时振动正常。

（4）

观察轴承是否漏油及轴承内油量，油环旋转状况是否正常。

（5）

检查轴承的润滑油及温度是否正常，对强力润滑的轴承，检查其油系统和冷却水系统运行正常，无渗漏现象。

（6）

电动机及其周围温度不应超过规定，保持电动机附近清洁，无杂物。

（7）

由外部引入空气冷却的电动机，保持管道清洁畅通，进口滤网清洁，风扇运转正常。

（8）

电动机的电缆接头无过热及放电现象。电动机外壳接地良好，接地线牢固。遮拦及防护罩完整，地脚螺栓无松动。

5、我公司的变压器中性点的正常运行方式是什么？

正常运行方式下，#6主变中性点刀闸在断，#7主变中性点刀闸在合，#02启备变中地在合。

第四篇：汽机工作总结

工作总结

四年来在领导的正确领导下，脚踏实地积极进取努力工作，圆满完成了领导下达的各项工作任务。虽然取得了一定成绩，但还存在许多不足。为更好的完成下一阶段的工作任务以及个人专业技能的进一步提高，特对入司以来的的工作进行总结。

一、入司以来的工作总结：

自2009年2月份入司以来，经过近一年的学习，掌握了汽机值班应具备的理论及实践操作技能。在各种艰难的工作中，尽自己所能完善各种运行参数，在巡检设备，保养设备的工作并没有放下，依然按照运行规程的要求执行，由于我市垃圾热值太低，汽机运行中的蒸汽参数达不到机组的运行要求，依然迎难而进，积极调整自己的工作思路，抓重点。在理论上学习操作规程以及各设备的工作原理，在学习各种相关运行的资料中不断提高自己的能力，在实践上严格遵守运行规程，培养个人独立操作能力，保证不发生误操事故，把工作中遇到的问题和取得的经验、注意事项记下来，虚心向专工请教。确保发电稳定运行。但离上级领导对我的期望和要求还有些距离。在下一阶段，我要勇于剖析、正视自己的缺点，针对在工作中的不足强化学习专业知识，提高工作质量。在精通自身岗位技能的前提下，尽可能多的学习锅炉及电气知识，使工作更加系统化，从而融会贯通，使自己的专业水平达到一个新的高度。今后我会在各方面更严格的要求自己，努力提高自己的专业技能，使自己尽快成为一名全能值班员，为公司创造更高的经济效益。

二、本人非常喜欢电力行业的工作，善于发现分析问题，上学时本来就喜欢理科的知识，我相信我有能力胜任我目前的工作，适合岗位：汽机主值

薪资要求：3500—4000

三、对目前的管理意见：

1、人性化管理：运行人员值夜班的时候最容易犯困，这有时也是避免不了的，也是运行人员对运行参数监视不到位的时候，此时最容易出现事故，夜班的时候在控制室播放音乐，应该能起到一定的效果。（个人认为）

2、设备缺问题尽快解决，目前的情况是迁就着运行，例如：循环水泵超电流，从试运一来一直出现在的问题，导致循环水出力不足，负荷稍微高一点，真空就下降，以至于发电量减少。

四、对今后工作的展望、计划、目标

本人十分看好垃圾发电这一行业，也是一个比较有前途的行业，我的目标就是，在做好汽机这一专业的同时，学习其它专业的知识，做到全能值班，能在公司出现紧急事件的时候，临时调任其它岗位工作。也为我个人的尽一步的发展得到一个很好的提升，也希望公司以后给我一个发展的平台。

运行#值 汽机 ###

第五篇：汽机考题

21.给水溶氧超标原因、如何处理？

答：1.原因：除氧器运行参数（温度、压力不正常。）

处理：调整除氧器运行工况。2.原因：除氧器入口溶解氧过高。处理：检查相关设备防止空气进入。

3.原因：除氧器内部装置缺陷。处理：检修处理。

4.原因：负荷波动大。

处理：尽量保持滑压稳定运行。5.原因：除氧器排气门开度不适合。处理：调整除氧器排汽门开度。

22.电泵润滑油滤网如何切换注油？ 答：条件：1.润滑油压≤0.15Mpa。

2.压差指示器红牌过半。

3.给水泵润滑油过滤器压差高报警。

先判断那组滤网为备用滤网（手柄放在位置的所在为备用那个滤网。）将备用滤网空气放空管端螺母旋开，开启放空气阀，将注油阀提起观察备用滤网放空管有否油流出。待流出油能稳定流出后，关闭放空阀。注油阀，缓慢旋动手柄，观察润滑油压有稍微下降。停止操作待油压回升正常后，才可将手柄推至备用滤网切换完成。注意事项：如切换时油压下降过多立即停止操作恢复原状。

23.主机润滑油冷油器、滤网如何切换？ 答：冷油器：

水侧切换：

1.确认备用冷油器，开启备用冷油器水侧放空气门、开启冷却水进水门，待空气放尽后关闭放空气门，开启冷却水回水门。根据油温调节冷却水进水调门。

油侧切换：

1.确认备用冷油器，开启备用冷油器油侧放空气门开启冷油器进出油管注油门，待空气放尽后关闭放空气门。

2.缓慢旋转切换手柄至运行侧。观察润滑油压有稍微下降。停止操作待油压回升正常后，才可将手柄推至备用滤网切换完成。关闭冷油器进出油管注油门。注意事项：如切换时油压下降过多立即停止操作恢复原状。

滤网切换：

1.先确定那侧滤网运行侧。（手柄放在位置的所在为备用那个滤网。）2.开启备用侧滤网放空气门。3.开注油门。

4.备用侧滤网空气排尽后并关闭。

5.将进油切换手柄板至中间位置。

6.将滤网回油管切换手柄板至备用侧锁紧。

7.将滤网进油切换手柄板至备用侧锁紧。8.关闭注油门。

注意事项：切换时注意监视润滑油压，发现压力下降应立即恢复操作。24.密封油净化装置如何操作？ 答：启动：

1.380V工作段，汽机3MCC盘油净化装置送电。就地控制柜电源开关闭合。2.开启真空净化装置进出油门 3.启动风冷器。

4.启动真空泵抽真空。

5.当真空度达到-0.09MPa时，打开排油泵向外排油。

6.启动进油泵向里进油，本机配有自动进油控制阀，当到高位时进油泵自动断开，到低油位置时自动开启。为了避充电泵频繁启动。油位一直处于高油位状态。可以控制进油口手动阀门，在5圈内就可以。

7.进出油正常工作时，可从开启加热器开关加热脱水，本机分为两组（A组、B组）油温自动控制，根据油中水份大小自行调节设制温度。

注意事项：

1.当电接点压力表达到0.3MPa时，检查滤芯并清洗、更换等。

2.当出口过滤器压力表达到0.5MPa时，检查滤芯，并清洗、更换等。3.当真空泵油位玻璃孔内真空泵油变为乳白色时，必须更换真空泵油。

4、定期检查冷却器内存水箱水位超过玻璃视窗时应放水。停止：

1.停止真空泵。2.停止进油泵。3.停止排油泵。

4.停止风冷器。

5.真空罐放气阀打开。

6.关闭真空净化装置进出油门。

25.发电机排补氢气如何操作？ 答：条件：氢纯度≤96% 二氧化碳汇流管排大气一、二次阀门稍开排氢，待氢压下降到0.285Mpa（实际上0.27Mpa）后关闭排气门。联系氢站开启氢站供氢门。开启氢站来氢一次门，开启补氢调压门前后手动门，用调压门控制补氢母管压力0.4Mpa左右，氢压升至0.3Mpa。如纯度不够96.5%再重复操作直到合格。

注意事项：就地要关闭手机，操作时工作人员不能中途离开。

26.空调风机、冷水机组、冷却水泵如何切换操作？ 答：

27.凝结水泵带那些负荷？ 答：1.三级旁路减温水

2.低压缸喷水 3.高扩减温水 4.本体减温水

5.轴封减温水 6.缓冲水箱 7.低旁减温水

8.低温辅助汽母管减温水 9.厂区供热减温水 10..前置泵密封水 11空泵补水

12.真空泵破坏阀前补水 13.发电机内冷水补水 14.多级水封补水 15.凝泵盘根密封水 16.轴加 17.低加 18.除氧器

28.两票三制？

答：两票（工作票、操作票）三制（交接班、巡回检查、定期切换制度）

29.交班检查内容？

答：1.查看交接班记录。

2.检查所辖设备运行及备用状态是否正常。

3.检察系统设备是否有漏油、水、汽、气现象。4.熟悉接班前机组运行工况。

30.运行时电泵检查项目？

答：1.泵组所有轴承温度、振动、油位。回油窗有油流。

2.泵组各部无泄漏。

3.前置泵进出口压力、润滑油压。

4.给水泵进出口压力、润滑油压、平衡盘压力、抽头压力。5.给水泵机械密封水进水温度。6.泵组各部位声音正常。7.勺管位置。

8.电机线圈温度正常无异味。

9.泵组冷却水进水压力正常回水窗水流正常。10.各阀门位置正确。

31.凝结水泵启动前的检查？

答.： 1.关闭凝汽器底部放水手动阀及凝泵入口母管放水门。

2.检查开启凝汽器水位计上、下手动阀。3.检查开启凝结水泵进口手动门。

4.检查关闭凝结水泵出口电动门。

5.检查关闭凝结水泵入口滤网放水门。

6.检查启动凝结水泵入口滤网放气门，见水后关闭。7.检查开启凝补水泵至凝结水泵密封水手动门。

8.检查开启凝结水泵出口母管至凝结水泵密封水手动门。9.检查开启凝结水泵密封水手动门。10.检查开启凝结水泵泵体放气门。

11.检查开启凝结水泵轴承冷却水进水手动门。12.检查开启凝结水泵轴承冷却水出水手动门。13.检查开启凝结水泵各压力表，压差表一次门。

32.循环水旋转滤网的冲洗？ 答：条件：

1.旋转滤网前后水位差大于150M延时20S。2.连续一小时未启动则自动启动20分钟。

冲洗步骤：1.当旋转滤网冲洗任一条件满足后，在联锁投入时冲洗水泵自动启动，冲洗水泵出口电动门自动开启，旋转滤网冲洗水电动门自动开启，旋转滤网自启动。2.当旋转滤网前后水位差小于50mm或连续一小时停止、冲洗水泵出口电动门和旋转滤网冲洗水电动门自动关闭。

3.手动冲洗联锁退出按上述过程手动操作。

33.内冷水泵水质超标如何处理？

答：1.原因：除盐水或凝结水不合格。

处理：找出不合格原因更换除盐水或凝结水。2.原因：离子交换器出水导电率高。处理：更换树脂。

3.原因：定冷水质不合格。处理：定冷水箱换水。

34.汽机就地巡检路线？

答：集控室→辅助联箱→＃2高压加热器→＃5低压加热器（12米）→汽轮发电机本体→空侧密封油抽油烟机→低压旁路→除氧器（22米）→＃1高压加热器→连排扩容器→闭式水膨胀水箱→凝结水补充水箱（6.5米）→＃6低压加热器→＃3高压加热器→高压旁路→轴封供汽站→＃

7、＃8低压加热器→除氧器上水调节站→轴封加热器→密封油、润滑油集装管→真空破坏门→工业抽汽调节站→顶轴油系统→疏水系统→润滑油储油箱（0米）→A、B闭式冷却水泵润滑油系统→油处理装置→EH油站→本体疏水扩容器→B胶球装置→循环水进水门及水坑水位→循环水出水门→A胶球装置→B发电机氢干燥器→凝汽器水位→高加事故疏水扩容器→氢气纯度分析器→发电机氢气调节站→氢气露点仪→氢油水检测装置→A发电机氢干燥器→密封油装置→水室真空泵→定冷水系统→锅炉上水泵→凝结水补充水泵→A/B凝结水→轴封疏水多级水封→A、B、C电动给水泵组→闭式冷却水交换器→循环水排水闸站→生活水泵→工业水泵→消防水泵→循环水泵房→循环水取水闸站→集控室0米空调→集控室6.5米空调→集控室16米空调及制冷系统→集控室。

35.高低压加热器如何投运？

答：1.低压加热器如情况允许采取随机启动的运行方式。

2.确认高加水侧放水门已关闭，打开高加水侧放空气门。3.打开高加注水一、二次门，使之慢慢向高加注水，待水满后将水侧空气门关闭，注水至高加水侧压力表的指示值等于管道内给水的压力值时关闭注水门，注意高加水压力下降和汽侧放水的情况，检查确认高加水侧管束无泄漏，若有泄漏的迹象，禁止投入高加。

4.开启＃1号高加出口门，3号高加入口门。

5.全开高加正常疏水调门前后手动门、高加危机事故疏水调门前后手动门，开启高加汽侧放空气门，开启事故疏水调门前放水门。

6.手动或将点动1、2、3号高加抽气电动门打开少许暖管，约10~20分钟之后，关闭事故疏水调门前放水门，按由低到高的顺序，缓慢再打开抽汽电动门升至0.1~0.2Mpa。逐渐全开同时手动调整疏水调整门，直至水位保持稳定并维持在自动调节装置设定的水位附近，将高加水位自动投入。

7.注意在高加投入过程中保持给水温升率在5℃/min以下。

注意运行各高加水位、给水进口温度、抽汽压力、温度、疏水温度、疏水调节阀开度等。

36.主机润滑油净化装置如何操作？ 答：投入步骤：

1.#

1、2机油净化装置出口联络门关闭。

2..油箱至#1机油净化装置进油门关闭。3.查#1机油净化装置出口至净油箱门关闭。4.查#1机油净化装置山口至污油箱门关闭。

5.闭#1机油净化装置卸油阀（5个）、油样阀（2个）、排油阀。6.关闭自动排水器手动排水门，开启自动排水电磁阀前手动门。7.开启差压控制进、出测压阀。8.闭吸附导通阀1、2。9.启直通阀。

10.稍开压力调节V3。

11.开启#1机主油箱至1#机净化装置供、回油门。12.开启#1机净化油装置进、出油阀V1、V2。

13.380V工作段，汽机3MCC盘1#机净油装置送电。

14.#1机净油装置电控箱，闭合电源总开关，电源指示灯亮。15.按系统启动按钮，系统指示灯亮。

16.按进油泵启动按钮，进油泵指示灯亮。

17.调节压力调节阀V3，使P1压力表压力<250KPa。

18.当第二。三级过滤器中的油未充满时，打开手动放气阀放气，见油后关闭，开启聚结/分离器排气手动门。19.需要除游离水、除杂质时，保持导通阀1，2开。

20.需要精细过滤时，适当打开V3阀减压，降低系统压力，保持导通阀1开，关闭导通阀2，再调整V3阀，使系统压力到正常压力范围。

21.需要除乳化水（颗粒度合格后）时，先打开V3阀使压力降至50KPa左右，然后关闭导通阀1，保持导通阀2在打开状态，调整V3阀到正常压力范围之内（乳化较严重时，小流量效果最佳）。

22.需要除残余水分并精细过滤时，先打开V3阀使压力降至50KPa左右，然后关闭导通阀1、2，并调整V3阀，使系统压力到正常压力范围之内。停止步骤：

1.次停止进油泵，停止系统。2.开导通阀1，2，关闭油净化装置的进口阀门V1、V2。3.闭主油箱至净油装置进，回油门。

37.主机循环水二次滤网如何操作？ 答：

38.主机ETS保护项目及定值？ 答：1.EH油压低低。（LP61-

1、LP63-

3、LP63-

2、LP63-4两两并联再串联逻辑）定值：8.5MPa 2.润滑油压力低低（LBO63-

1、LBO63-

3、LBO63-

2、LBO63-4两两并联再串联逻辑）定值：0.048MPa 3.凝汽器真空低低（LV63-

1、LV63-

3、LV63-

2、LV63-4两两并联再串联逻辑）定值：80KPa 4.轴向位移大（轴向位A侧任一大于±1mm且轴向位B侧任一大于±1mm）定值：±1.0mm 5.轴承振动大（本轴承振动任一方向达保护值，且另一方向振动达到报警值）定值：254μm 6.胀差大

定值：-1.54mm、+16.45mm 7.手动跳机

8.DEH失电跳机 9.DEH超速跳机 定值：3300rpm 10.TSI超速跳机 定值：3300rpm 11.发电机故障跳机

12.轴承温度高高（支持轴承95℃，推力轴承100℃）13.锅炉MFT 14.ETS故障 15.高排温度高高 定值：427度

16.高缸压比低（发电机油开关合闸（并网）且调节级压力与高压缸排气压力之比＜1.7MPa）

定值：1.7MPa 17.ETS220VAC电源失去 18.ETS220VDC电源失去 19.ETS22VDC电源失去

39.循环水胶球系统如何投入？ 答：1.初始状态

A1,A2.A4.A5.B1.B2.B4.B5均处于关闭状态。A3,B3处于反冲洗状态（关状态！）

2.A侧运行

A3切换至收球位置——A1，A2打开——A4打开——A5打开 阀门打开按顺序根据阀门限位反馈信号是否到位进行 此状态设定时间为1小时

3.A侧收球状态

当2完成后A4关闭，此状态设定时间为30分钟

4.A侧回初始状态

A2关闭——A5关闭——A1关闭——A3切换至反冲洗位置。此状态设置时间为22.5小时

上述为胶球清洗过程，时间设定以天为周期。

40.电动给水泵保护项目及定值？

答：1.氧器水位低1850mm报警且低低1050mm延时3s跳泵。定值：1050mm 2.前置泵进水压力低0.8MPa且入口滤网压差大0.6MPa，延时30s。定值：0.8MPa 3.电泵A运行，进水流量≤130t/h且最小流量阀门开度≤90%，延时30s跳泵。定值：130t/h

4.电泵A主泵任一径向或推力轴承温度75℃报警，90℃延时2s跳泵。定值：90℃ 5.电泵A前置泵任一轴承温度75℃报警，95℃延时2s跳泵。定值：90℃

6.电泵A电机轴承温度85℃报警，90℃延时2s跳泵。定值：90℃

7.电泵A液力偶合器任一轴承温度90℃报警，95℃延时2s跳泵。定值：95℃ 8.电泵A电机定子线圈温度温度125℃报警，130℃延时2s跳泵（3取2）。定值：130℃ 9.液力偶合器工作冷油器进口油温度110℃报警，130℃延时2s跳泵。定值：130℃ 10.液力偶合器工作冷油器出口油温度75℃报警，85℃延时2s跳泵。定值：85℃ 11.液力偶合器润滑油冷油器进口油温度65℃报警，70℃延时2s跳泵。定值：70℃ 12.液力偶合器润滑油冷油器出口油温度55℃报警，60℃延时2s跳泵。定值：60℃ 13.电泵A运行且前置泵进口电动门关跳泵。

14.电泵A润滑油压力低0.15Mpa报警，低低0.08Mpa跳泵。定值：0.08Mpa 15.主泵吸入端机械密封循环管路水温80℃报警，95℃延时2s跳泵。定值：95℃ 16.主泵吐出端机械密封循环管路水温80℃报警，95℃延时2s跳泵。定值：95℃ 17.就地按紧急事故按钮跳泵。