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TELEPER—ME控制系统运行正常。炉膛火焰电视摄像系统完好。厂区消防设施正常可用。保安段及柴油发电机组正常。所有仪表一次阀、二次阀开启。
82、汽机启动前的系统检查与确认项目？ 答 :
接到机组启动命令后，执行并完成“机组总体检查及要求”的相关内容。确认仪用压缩空气系统已正常投运，联系热工，送上各气动阀控制气源,开启各仪用空气隔离阀及仪表隔离阀。检查CRT画面显示正常，各停运辅机的联锁开关在“解除”位置，各辅机状态对应，各检测信号及声光信号正确。检查DEH—ⅢA控制系统、ETS试验盘：
a) DEH盘 “自动/手动”切换钥匙开关在“自动”位置。 “超速保护”钥匙开关在“投入”位置。 “DEH手动指示”灯灭，主汽门及高、中压调门开度指示均为0。 B)
DEH画面“自动”、“双机运行”、“A机”、“ATC监视”、“单阀”键灯亮。 “阀门试验”、灯灭。 “机调压”灯灭。 “脱扣”灯亮，各高、中压主汽门及调门均关闭。 C) ETS试验面板试验画面上“ELEV
OS”（提高转速设定值）、“通道试验”、“#1通道选择”、“#2通道选择”键灯灭。按“阀门检查卡”将各系统的阀门置于要求状态，开启各液位计隔离阀。检查各油箱及各辅机轴承油位正常、油质合格。主机润滑油油质合格后，将主机润滑油滤网切至旁路运行。联系化学，500t水箱进水至高水位且水质合格。检查各电动阀及各辅机电源已送上。电动阀试转正常，无卡涩现象，开关方向及限位正确；检修后的转动机械，应先盘动转子确认转动灵活且无卡涩现象，然后送电试转确认正常；经拆线检修后的电动机应进行单独试转确认转向正确。机组大、小修后，配合检修及热工对各系统及辅机分别进行分部试运转与联锁保护试验、自动装置调试工作，并应确认分部试运转、联锁保护试验、自动装置工作情况正常，各定值正确，远操、就地控制均良好。
83、汽轮机启动前必须符合哪些条件，否则禁止启动？
答 : 1、 大轴偏心、轴向位移、差胀、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。 2、 大轴偏心不得超过原始值的±0.02mm。 3、 高压外缸上、下缸温差不超过42.7℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。 4、
主蒸汽温度必须高于汽缸金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。 84、汽机辅助设备及系统投运顺序？ 答 :
启动凝结水输送泵，确认系统工作正常。分别对凝汽器、闭冷水箱、水冷箱、除氧器进行冲洗至合格，然后补至正常水位，并根据情况向锅炉进水。投入闭式水系统，检查运行正常。投入凝结水系统，检查运行正常，并投入减温水(UV
2810)“自动”。联系值长，要求启动循泵向凝汽器供循环水。投入开式循环冷却水系统，检查运行正常。联系值长,用邻机或启动锅炉的蒸汽进行辅汽系统暖管,暖管结束后投运。投入除氧器辅汽加热。除氧器水温(给水温度)要求如下：a)
冷态：21～49℃。 B) 热态：80～104℃。投入主机润滑油系统、净油装置，查运行正常。投主机盘车装置：a) 确认主机润滑油系统运行正常，b) 润滑油温＞21℃。C) 投顶轴油系统， d)
查记录顶轴油母管及各轴承顶轴油压力，e)并与顶轴试验记录进行比较应相符。F)将BTG盘盘车电机控制开关切 g) 至“手动”位置。H)
将就地盘车装置切 I) 换开关切 j) 至“点动”位置。 K) 点动盘车试转按钮，l) 检查电动机转动应正常。M) 待盘车电动机停转后，
n) 将就地盘车装置切 o) 换开关切 p) 至“运行”位置。Q) 将盘车手柄扳至“啮合”位置。 R) 在BTG盘启动盘车装置， s) 查盘车电流、机组转速、机内声音应正常。T) 投入盘车装置“自动”， u) 记录转子偏心度。V) 根据情况配合热工进行盘车装置及顶轴油泵联锁试验应正常。
注意：在汽机冲转前，盘车连续运行应在8小时以上，特殊情况不少于2小时。盘车装置投用后，全面抄录一次蒸汽、金属温度，待轴封汽系统投用后，应每小时抄录一次，直至启动结束。按发电机油、氢、水系统投用规定，依次投入发电机油、氢、水系统。投入EH油系统。根据需要进行下列试验：a)
调速系统静态试验。 B) 汽轮机远方、就地挂闸与脱扣试验。C) ETS保护试验。D)
ETS通道试验。启动电泵，查正常。投入轴封系统，查正常。启动两台真空泵，检查运行正常，确认各泵进口阀自动开启，凝汽器真空逐渐建立。当凝汽器真空达27kPa以上，锅炉准备点火。当凝汽器真空达88kPa时，停用一台真空泵，并投入“自动”。确认汽机本体各疏水阀、各管道疏水阀、相关的手动疏水阀均已打开。确认主蒸汽起压后，根据锅炉情况，投入高低压旁路系统，检查凝汽器水幕喷水自动投入，并关小或关闭5%旁路阀。密切注意主机盘车情况正常，汽缸各金属温度应无变化，各疏水畅通。
85、机组启动汽机蒸汽参数的选择原则？ 答 :
汽轮机无论是冷态启动还是热态启动，必须保证进入汽轮机的主蒸汽过热度≮55.6℃。主蒸汽与再热蒸汽温差≯28℃，短时间可达42℃，并网前最大≯83℃(参见附录图八“主蒸汽和再热蒸汽温差”)；主汽门及再热主汽门前两侧温差≯14℃。冷态启动时，主汽阀前的蒸汽压力和温度应满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”(附录图一)的要求，主汽温度≯427℃；并根据汽轮机调节级金属温度或中压第一级静叶持环金属温度和附录图三“冷态启动暖机曲线”决定中速暖机时间，在任何情况下，不得减少中速暖机时间。热态启动时，应同时满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”(附录图一)与“热态启动曲线”(附录图五)的要求；并根据调节级金属温度和“热态启动曲线”决定升速率、初始负荷值或5%额定负荷暖机时间。
86、热态启动冲转条件？
答:a)主汽压力≥4.2MPa且满足“热态启动曲线”所确定的压力。b)主蒸汽温度符合“热态启动曲线”所确定的温度且过热度≥55.6℃。c)其他条件符合冷态启动要求。
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87、汽轮机热态启动前的工作？ 答 : 1
根据调节级金属温度，在“主汽门前冲转参数”(附图一)及“热态启动曲线”(附图五)上选择汽轮机冲转参数、确定升速率及初负荷(指调节级汽温与调节级金属温度不匹配度低于“热态启动曲线”上精确匹配线以下所确定的最低负荷)或5%额定负荷停留暖机时间。注意汽轮机调节级汽温与调节级金属温度的不匹配度必须在－56～＋110℃之间。 2 各系统及辅助设备的投用操作同冷态启动。 88、汽轮机冲转条件？
答 : a) 主蒸汽压力 4.2MPa b) 主蒸汽温度 320℃ c) 高、中压缸金属上下温差 ≯41.6℃ d) 润滑油压力 ＞0.1MPa e) 润滑油温度 25～38℃ f) EH油压力 ～14MPa g) 凝汽器真空 >88kPa h) 转子偏心
<0.0762mm I) 密封油油-氢差压 ～0.084MPa j) 发电机氢压 ～0.28MPa k) 发电机水冷系统投运正常。 L) 逐渐关闭高压旁路， m) 待再热蒸汽压力泄到0后， n) 关闭低压旁路， o) 注意锅炉汽包水位应正常。 89、热态启动除遵循冷态启动的规定外，还应注意的事项？ 答 :
1)严格按照“热态启动曲线”选择与汽轮机调节级或中压第一级静叶持环金属温度相匹配的主蒸汽温度，并保证主蒸汽过热度≥55.6℃，同时确定机组的升速率、初始负荷值或5%额定负荷停留暖机时间。 2)加强主、再热蒸汽管道及本体的疏水。
3)当机组冲转后升速至600r/min时，应停留一定时间进行全面检查，并根据情况进行摩擦检查，确认机组及各系统运行正常后再继续升速。
4)机组冲转后，应尽快升速、并网直到带初始负荷或5%额定负荷停留暖机，以防止转子与汽缸的过度冷却。暖机结束后，再按冷态启动要求进行。
5)严密监视机组振动、轴向位移、差胀、缸胀、轴承金属温度的变化应在正常范围，及时检查“ATC监视”内容应无报警。 90、机组启动冲转过程中监视参数的正常范围？
答 : a) 差胀：1.76～18.22mm。 B) 汽室内外壁温差＜83.3℃(包括预期值)。 C) 真空＞83kPa。 D) 偏心值＜0.12mm。 E) 轴承进油温度＜37.5℃，f) ＞21.1℃。 G) 轴承金属温度＜98.9℃。 H)
轴向位移0.381～2.159mm。 I) 汽缸进水检测温差＜41.7℃(中压抽汽口当转速＞2040r/min后检测值才有效)。 J)
高、中压疏水阀已开。 K) 温度场计算2小时以上无应力不l) 合格报警。 M) EH油压力、润滑油压力正常(油压低开关量均未动作)。
N) EH油温＞21.1℃。 O) 冷态启动时主蒸汽温度＜426.7℃(当持环温度＜121.1℃)。 P) 低压缸排汽温度＜79.4℃。 Q) 高压轴封汽温度＞121.1℃，r) 与汽缸端壁温差＜111.1℃。 S) 低压轴封汽温度121.2～176.7℃。
300MW集控现场考问题热动基础 3
91、机组启动过程中的注意事项 ？ 答 :
确认机组具备启动及并网条件。在机组并网带初负荷以前或过热器和再热器系统有足够的蒸汽流通以前及高低压旁路系统投运以前，应严格控制炉膛出口烟温＜538℃。锅炉上水之前，应检查锅炉本体膨胀指示器显示正常。启动期间应监视锅炉本体膨胀情况，保持膨胀均匀。启动之前，确认凝结水、给水、除盐水、定冷水、炉水水质合格。机组启动期间，化学应定期进行水质化验，保证合格的汽水品质。锅炉点火前应投入辅汽至空预器吹灰母管疏水。锅炉点火后，立即投入空预器蒸汽吹灰。在锅炉燃油期间，保持空预器蒸汽连续吹灰。机组各辅机的启停，应检查启停条件满足后，一般应在CRT相应画面上单独进行。汽轮机启动冲转时，进入汽机的主蒸汽温度至少有55.6℃的过热度。汽机的升速率、升负荷率、各阶段的暖机时间由汽机“启动曲线”、“冷态启动暖机曲线”及“负荷变化(增或减)运行曲线”(附录图六)确定。机组启动时应随时检查机组运行参数正常。主汽轮机或给水泵汽轮机冲转之前，必须投入盘车装置,并且连续盘车时间符合要求，主机偏心度符合要求。发电机定子和转子绝缘必须合格后方可启动。
92、机组启动投入旁路自动操作步骤？ 答 :
1、查汽机未挂闸。2、查高、低压旁路调节阀关闭且旁路系统无故障信号。3、试验旁路控制盘上各指示灯均亮。4、查DEH盘上旁路“允许投入”灯亮。5、按下DEH盘上旁路“请求投入”键，查键灯亮。6、将高旁减温水调节阀投入自动。7、 将高旁减温水隔离阀投入自动。8、将低旁Ⅱ级减温水调节阀投入自动。
9、将低旁Ⅱ级减温水隔离阀投入自动。10、查高旁减温水调节阀、隔离阀均在全关位置。11、查低旁Ⅱ级减温水调节阀、隔离阀均在全关位置。12、选择低旁在高压缸运行方式。13、选择高旁在高压缸运行方式。14、将高旁压力设定M/A站切至“自动”位置。15、将低旁压力控制M/A站切至“自动”位置。16、将高旁压力控制M/A站切至“自动”位置。17、查DEH盘上旁路“已投入”灯亮。18、查DEH
旁路控制盘上旁路“请求投入”灯灭。 93、汽机冲转升速过程中的注意事项？
答 : a) 汽机在冲转升速及暖机过程中，锅炉应尽量保持主汽压力、温度稳定。 B)
汽轮机在冲转及升速过程中，各参数应符合运行限额，如发现参数异常，应停止升速，并查明原因，处理正常后再继续升速。 C)
在升速过程中，如遇需要保持转速的情况，应符合“汽轮机暖机转速的建议”(附录图二)的要求，禁止机组在临界转速范围停留运行。 D)
汽轮机组转动部分无异音。 E)
在轴系一阶临界转速前，各轴振应＜0.12mm，过临界转速时＜0.254mm，否则，不得强行升速，应查明原因加以消除，
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待振动恢复正常后方可重新升速。
F) 各支持轴承与推力轴承金属温度及回油温度正常。 G)
主蒸汽过热度≮55.6℃，主、再热蒸汽温差≯83℃，符合“主汽门前冲转参数”及“空负荷—低负荷运行导则”(附录图四)的要求。 H)
注意汽缸膨胀开始时间并应变化均匀，如有卡涩情况应延长暖机时间并研究解决措施。 I) 轴向位移、差胀、缸胀应在正常范围。 J)
汽缸金属温度及上下缸温差应正常。 K) 蒸汽室金属内外壁温差应控制在附录图七的规定范围。 L)
根据各油、氢、风、水温度，及时投用并调整各冷却器水量，维持各温度在要求范围。 M) 检查并及时调整各容器液位正常。 N)
各辅助设备及系统运行正常。 O) 如凝结水水质不合格，禁止送至除氧器，直至水质合格后再供除氧器。 P)
凝汽器真空、排汽温度应正常，如凝汽器真空低至82kPa或排汽温度高达121℃及以上，应打闸停机，待查明原因加以消除且恢复正常后方可重新开机。
94、汽轮机的挂闸、冲转到全速的主要操作？
答 : a) 查DEH处于“全自动”、“双机运行”、 A、B 机运行正常，b)通讯回路正常，c)并投入“ATC监视”。 D) 操作盘上按“挂闸”按钮，e)查就地脱扣手柄移向“复f) 置”位置后，g) 回复h) 至正常工作位置（否则应就地挂闸），I)隔膜阀上部油压建立约为0.67～0.84MPa，j) DEH显示“挂闸”灯亮，k) “脱扣”灯灭，l) #1、#2中压主汽阀“开”灯亮，m) 数秒钟后，n) ETS试验盘“TRIP AS#1”“TRIP AS#2”灯灭。 O)设置阀限指p) 令“100”并输入，q) 检查#1、#2中压调节阀应逐渐开启至全开。
R)选择“TV控制”，s)查#1～#6高压调节阀应逐渐开启至全开。 T)开高压缸排汽逆止阀(HK 2783得电)。 U) 分别设目标v)
转速600r/min、升速率100r/min2，w) 查CRT上显示值正确。 X)揿“进行”键，y)灯亮，z)给定值窗口数值向目标aa) 值计数，bb) 汽轮机开始升速。 Cc) 当汽轮机转速＞3r/min时，dd) 检查盘车手柄应自动退至“脱开”位置，ee) 盘车电动机停转。如盘车手柄无法脱开，ff) 应打闸停机，gg) 查明原因并消除后，hh) 方可重新冲转。注意：不要靠近盘车手柄“脱扣”的位置，以免受到伤害。I)
汽轮机转速达600r/min，“进行”键灯灭，进行下述工作：就地打闸，进行汽轮机摩擦检查，倾听机内声音应正常后，在转子尚未停止前，汽轮机重新挂闸，并升速至600r/min运行。检查低压缸喷水阀应自动开启。全面检查机组及各系统运行正常。J)设目标转速2040r/min，机组继续升速。
Y)当转速升至1200r/min，z)检查顶轴油泵应自停，aa) 否则应手动停止。 Bb)当机组转速达2040r/min，cc)且再热蒸汽温度达260℃后，dd) 中速暖机开始，ee)并维持足够的暖机时间，ff)在暖机期间，gg) 必须保证主汽阀前汽温≯427℃，hh) 再热汽温度＞260℃。Ii)
暖机结束，jj) 设目标kk) 转速2900r/min，ll) 机组继续升速。 Mm) 机组转速达2900r/min，nn)
确认蒸汽室内壁温度≥主蒸汽压力下的饱和温度，oo) 且主汽门前的参数在“主汽门前冲转参数”（附图一）所示的“冷态启动”范围内，pp)
可进行阀切qq) 换：揿“GV（调节阀）控制”键，rr) 灯亮，ss)
“TV控制”键灯灭，tt)观察DEH显示盘上阀门切uu)换情况，vv)#1～#6高压调节阀关小，ww)#1、#2主汽阀全开，xx) 注意阀切yy) 换时间应小于2分钟，zz) 阀切aaa) 换结束后，bbb) 转速应维持在2900r/min。 Ccc)设目标ddd) 转速3000r/min，eee) 机组继续升速。 Fff) 机组转速达3000r/min，ggg) 全面检查机组及各系统运行正常。根据要求，hhh) 联系值长，iii)
机组做下列试验：手动脱扣试验。危急保安器充油试验。汽轮机“103%超速”试验。Q)试验结束，确认主油泵正常，停交流油泵及高压备用密封油泵，注意润滑油压力应正常。注意：在停用辅助油泵时，不得解除辅助油泵联锁。Q)维持机组在3000r/min运行，做电气试验。R)试验全部结束，联系值长，要求发电机并网运行。
95、机组主要检测参数？ 答 :
汽轮机转速。汽轮机转子偏心度、振动。机组各轴承振动。汽轮机转子轴向位移。汽缸总胀、差胀。汽轮机转子热应力、汽缸金属温度、进汽室金属温度。调节级及各级抽汽压力、温度。主、再热蒸汽及高、中、低压缸排汽压力、温度、主蒸汽流量。凝结水、给水压力、流量。汽轮发电机组各支持轴承及推力轴承金属温度、回油温度。润滑油、危急遮断油、EH油、顶轴油压力。高、中压主汽阀、调节阀开度指示。凝汽器、高低压加热器、除氧器、各油箱液位指示。高、低压旁路阀位、温度。发电机电压、电流、频率。发电机输出有功功率、无功功率。主变高低压绕组温度、主变油温。发电机主励磁机励磁电压、励磁电流、AVR A、B柜输出电流、电压。发电机定子铁芯温度、线圈温度、定冷水出水温度。发电机氢压、氢气纯度。密封油—氢气差压。定子冷却水导电度，定子冷却水流量，定子冷却水进、出口温度。汽包水位。炉膛压力。扫描冷却风与炉膛差压。锅炉过热器、再热器管壁温度。一次风母管与炉膛差压。总燃料量、总风量、烟气含氧量。
96、机组主要联锁保护有哪些？
答 : 机、电、炉大联锁保护。锅炉MFT跳闸功能。发变组保护。汽轮机跳机保护： a) 机械超速保护。 B) 电超速保护。 C)
轴向位移保护。 D) 低真空保护。 E) 润滑油压力低保护。 F) EH油压低保护。 G)
其他REMOTE保护。汽轮机OPC防超速保护。手动停机保护。汽机防进水保护。抽汽逆止阀保护。高、低压加热器及除氧器水位保护。高、低压旁路保护。汽轮机热应力控制保护。汽轮机负荷限制保护。汽轮机主汽压控制保护。低压缸排汽安全膜(保护膜)。
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97、机组及各设备、系统运行参数调整的要求？ 答 :
根据调度要求，及时调整机组负荷，以满足外界负荷的需要。机组负荷调整采用定—滑—定方式，变负荷率应控制在1%～2%BMCR。及时调整锅炉燃烧，维持正常的汽温、汽压，保持锅炉的蒸发量在额定值内。根据机组负荷、主蒸汽流量，及时调节凝结水、给水流量，维持除氧器水位、汽包水位在正常范围。调节热井补水流量，保持热井正常水位。保证炉水、蒸汽品质的合格。根据机组运行情况及季节性的变化，合理调整循环水系统及开、闭式冷却水系统的运行方式。根据各设备的油、风、水温度情况，调整冷却水量以维持在正常范围。监视并调整其他设备、系统参数在正常范围。保持机组处于经济状态下运行，应做到：尽可能保证机组在额定工况下运行。回热系统正常投运，各加热器水位正常，出水温度符合设计要求，疏水方式合理,疏水端差在正常范围。经常分析各参数，并及时进行调整，维持在经济工况运行。根据凝汽器真空、端差、冷却水温升等情况，及时合理调度循环水泵运行方式，尽量保持凝汽器在最有利工况运行。如确认凝汽器冷却水管有脏堵，可进行凝汽器的反冲洗，如凝汽器管板有异物堵塞，应按要求进行凝汽器半边隔离检修清扫。合理调整锅炉燃烧，尽量维持燃烧稳定，降低各项热损失，提高炉效。
98、机组负荷调整的方式？ 答 :
机组负荷调整，通常采用协调控制方法或锅炉跟踪方式，当协调控制系统故障或根据实际运行工况需要，方可采用锅炉基本自动方式进行负荷调节。负荷变化率不能太快，正常情况下应控制在每分钟1%(3MW/min)左右，最大不能超过每分钟2%(事故情况除外)并应设定负荷高、低限定值。负荷增减幅度较大时，应分阶段进行，并符合“负荷变化(增或减)运行曲线”的要求，以保证机组安全运行及满足其他操作的需要。喷嘴调节的汽轮机应避免长时间在负荷转换点运行。机组增减负荷时，应注意汽温、汽压以及给煤机负荷相应的变化，并及时进行风量和炉膛负压的调整。机组增减负荷过程中，需要启停磨煤机及其他设备时要提前作好准备，以便及时启停。负荷变化过程中，对因故障而出系的自动调节装置，应根据需要及时进行手动调节，以保持其运行工况的稳定。监视并调整各水位、温度在正常范围，以适应机组负荷的变化。
99、阀门全开工况？ 答:
当进汽参数为额定值，背压为额定值，补给水率为0%，回热系统正常投运时，机组可在调节阀均全开时运行最大进汽量为976t/h，功率可达318MW。
100、旁路手动控制操作？
答 : 1、 查高、低压旁路调节阀在手动位置关闭且旁路无故障信号。 2、
查高旁及低旁II级减温水隔离阀在全关位置、调节阀应在自动位置且全关。 3、
低压旁路调节阀投手动并全开，高旁压力调节阀的开度可根据主汽温、主汽压的要求手动控制。调节应平缓，避免蒸汽参数的扰动。 4、
旁路压力调节阀打开后，应确认旁路系统各减温水隔离阀自动开启，否则应手动打开。减温水调节阀自动调节应工作正常，必要时手动干预。 5、
机组冲转前，待高旁压力调节阀关闭后，应关闭高旁减温水隔离阀。 101、机组遇到哪些情况禁止启动或并网？ 答 :
机组主要联锁保护功能试验不合格。任一操作子系统失去人机对话功能。电厂保护系统主要功能失去。热工电源失去，各软操及程控失常。仪用空气丧失或供气压力不正常。影响机组启动的系统和设备的检修工作未结束、工作票未终结时，或经检查及试运不合格时。
DEH控制系统工作不正常，或DEH不能在“全自动”方式下正常工作，影响机组启动或正常运行。
CCS工作不正常，影响机组启动或正常运行。机组主要检测参数(见本章1.2.1机组主要检测参数)之一失去监视，影响机组启动或正常运行，或机组主要检测参数（如：汽轮机高压缸或中压缸金属上下温差＞41.6℃、汽轮机差胀＞18.98mm或＜1.00mm、转子偏心大于0.076mm、发电机内氢气纯度＜90%、氢气压力＜0.15MPa等之一超过极限值。机组主要联锁保护(见本章1.2.2机组主要联锁保护)之一动作不正常。主要辅机(如：交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、发电机密封油泵、EH油泵、顶轴油泵、盘车装置)之一工作失常。汽机润滑油箱、EH油箱油位低，或润滑油、EH油油质不合格，或润滑油、EH油温度＜21℃。轴封供汽不正常。汽、水品质不合格。汽轮发电机组盘车时机内有明显的金属摩擦声，或盘车电流超限(并非盘车装置故障)。高中压主汽阀及调节阀、高排逆止阀、抽汽逆止阀之一卡涩或不能关严。高、低压旁路系统故障或工作失常。危急保安器超速试验不合格。调速系统不能维持空负荷运行，或机组甩负荷时不能控制转速。发电机定子或转子绝缘不合格。发电机电压调节器工作不正常。发电机同期系统不正常。保安柴油发电机组故障。 UPS、直流系统故障
102、正常停机方式选择原则？ 答 :
如机组两班制调峰，或因辅助设备及系统消除小缺陷所需的短期停运，一般采用复合变压停机方式。如机组进行大、中、小修工作的停机，或其他需要长期停运，或需要尽快停止汽轮机连续盘车的消缺工作，则一般采用滑参数停机方式.
103、机组正常停机的方式有哪几种？ 答 : 复合变压停机。滑参数停机。 104、正常停机前汽机的准备工作？ 答 :
各岗位接到停机命令后，做好停机前的准备工作。联系集控长，将辅汽切至邻机供，或联系值长，要求启动启动锅炉。进行主机交直流润滑油泵、高压备用密封油泵、顶轴油泵、盘车电机试转，确认均正常并投入自动。若试转不合格，非故障停机条
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