超超临界汽机知识100问

1、1、 什么叫凝汽器端差？端差增大有哪些原因？凝汽器压力下的饱和水温度与凝汽器循环冷却水出口温度之差称为端差。凝汽器的端差大小与凝汽器循环冷却水入口温度、低压缸排气流量、凝汽器管束表面清洁度、凝汽器内漏入空气量已经循环冷却水在馆内的流速有关。凝汽器端差增加的原因有：（1）凝汽器管束结垢（2）凝汽器汽侧漏入空气（3）循环冷却水量减少等2、汽轮机排气缸为什么要喷水减温装置？在汽轮机启动、空载及低负荷时，蒸汽流通量很小，不足以带走蒸汽与叶轮摩擦产生的热量，从而引起排汽温度升高，排汽缸温度也升高。排汽温度过高会引起排气缸较大的变形，破坏汽轮机动静部分中心线的一致性，严重时会引起机组振动或其他事故。所以，

2、大功率机组都装有排汽缸喷水减温装置。3、汽轮机油油质劣化有什么危害？汽轮机油质量的好坏与汽轮机能否正常运行关系密切。油质变坏使润滑油的性能和油膜发生变化，造成各润滑油部分不能很好润滑，结果使轴瓦乌金熔化损坏；还会使调节系统部件被腐蚀、生锈而卡涩，导致调节系统和保护装置动作失灵的严重后果。所以必须重视对汽轮机有质量的监督。4、什么是调节汽门的重叠度？为什么必须有重叠度？采用喷嘴调节的汽轮机，一般都有几个调节汽门。当前一个调节汽门尚未完全开启时，就让后一个调节汽门开启，即称调节汽门具有一定得重叠度。调节汽门的重叠度通常为10%左右，也就是说，前一个调节汽门开启到阀后压力为阀前压力的90%左右时，后

3、一个调节汽门随即开启。如果调节汽门没有重叠度，执行机构的特性曲线就有波折，这时调节系统的静态特性也就不是一根平稳的曲线，这样的调节系统就不能平稳工作，所以调节汽门必须要有重叠度。5、汽轮机轴向位移保护装置起什么作用？汽轮机转子与定子之间的轴向间隙很小，当转子的轴向推力过大，致使推力轴承乌金熔化时，转子将产生不允许的轴向位移，造成动静部分摩擦，导致设备严重损坏事故，因此汽轮机都装有轴向位移保护装置。其作用是：当轴向位移达到一定数值时，发出报警信号；当轴向位移达到危险值时，保护装置动作，切断进汽，紧急停机。6、汽轮机为什么要设胀差保护？汽轮机启动、停机及异常工况下，常因转子加热（或冷却）比汽缸快，

4、产生膨胀差值（简称胀差）。无论是正胀差还是负胀差，达到某一数值时，汽轮机轴向动静部分就要相碰发生摩擦。为了避免因胀差过大引起动静摩擦，大机组一般都设有胀差保护，当正胀差或负胀差达到某一数值时，立即破坏真空紧急停机，防止汽轮机损坏。7、说明冲动式汽轮机的基本工作原理？具有一定压力和温度的蒸汽进入喷嘴后，由于喷嘴截面形状沿汽流方向变化，使蒸汽的压力、温度降低，比体积增大，流速增加。即蒸汽在喷嘴中膨胀加速，热能转变成动能。具有较高速度的蒸汽由喷嘴流出，进入动叶片流道，在弯曲的动叶片流道内改变汽流方向，蒸汽给动叶片已冲动，产生了使叶片旋转的力矩，带动轴旋转，输出机械功，将动能转变成机械能。8、热态启动

5、时，为什么要求新蒸汽温度高于汽缸温度5080？机组进行热态启动时，要求新蒸汽温度高于汽缸温度5080。这样可以保证新蒸汽经调节汽门节流，导汽管散热、调节级喷嘴膨胀后，蒸汽温度仍不低于汽缸的金属温度。因为机组的启动是一个加热的过程，不允许汽缸金属温度下降。如在热态启动过程中新蒸汽温度太低，会使汽缸、法兰金属产生过大的热应力，并使转子由于突然受冷而产生急剧收缩，高压胀差出现负值，使通流部分轴向动静间隙消失而产生摩擦，造成设备损坏。9、水泵的汽蚀时是怎样产生的？对泵有何影响？水泵在运行中，当叶轮入口处局部地方流道的压力低于工作水温的饱和压力，有一部分液体就会蒸发产生气泡。气泡进入压力较高的区域时，受

6、压突然凝结，四周的液体就以极大的能量冲向气泡破灭的地方，造成水冲击，对流道壁面和叶轮等部分件产生水锤作用。这个连续的局部冲击负荷，将使材料的表面逐渐疲劳损坏，造成金属表面剥蚀，出现蜂窝状蚀洞，形成汽蚀。当水泵产生汽蚀时，将会引起水泵发生振动和噪声，同时由于汽蚀时气泡会堵塞叶轮槽道，使液体流动的连续性遭到破坏，使泵的流量和扬程降低，效率下降。10、何谓机组的惰走时间、惰走曲线？惰走时间过长或过短说明什么问题？惰走时间，是指从主汽门和调速汽门关闭时间起，到转子完全停止的这一段时间。惰走曲线，是指转子的惰走阶段转速和时间的变化关系曲线。根据惰走时间，可以确定轴承、进汽阀门的状态及其他有关情况。如惰走

7、时间延长，表明机组进汽阀门有漏汽现象或不严，或有其他蒸汽倒流入汽缸内；如惰走时间缩短，则表明动静之间有碰磨或轴承损坏，或其他有关设备、操作引起的。11、为什么停机时必须等到真空到零，方可停止轴封供汽？如果真空未到零就停止轴封供汽，则冷空气将自轴端进入汽缸，使转子和汽缸局部冷却；严重时会造成轴封摩擦或汽缸变形，所以规定真空到零，方可停止轴封供汽。12、汽轮机冷态启动时，汽缸、转子上的热应力如何变化？汽轮机的冷态启动，对汽缸、转子等零件是加热过程。汽缸被加热时，内壁温度高于外壁温度，内壁的热膨胀受外壁的制约，因而内壁受到压缩，产生压缩热应力，而外壁受到膨胀力的拉伸，产生热拉应力。同样转子被加热时，

8、转子外表面温度高于转子中心温度，转子外表面产生压缩热应力，而转子中心产生热拉应力。13、汽轮机暖机的目的是什么？暖机的目的是使汽轮机各部分金属温度得到充分的预热，减少汽缸法兰内外壁、法兰与螺栓之间的温差，从而减少金属内部应力，使汽缸、法兰及转子均匀膨胀，高压胀差值在安全范围内变化，保证汽轮机内部的动静间隙不致消失而发生摩擦。同时使带负荷的速度相应加快，缩短带至满负荷所需要的时间，达到节约能源的目的。14、轴封蒸汽带水有何危害？如何处理？在机组运行中，轴封蒸汽带水有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行。处理轴封蒸汽带水事故，应根据不同的原因，采取相应的措施。如发现机组声音

9、变沉，振动增大，轴向位移增大，胀差减小或出现负胀差，应立即破坏真空紧急停机。打开轴封蒸汽系统及本体疏水门，疏水放尽，对设备进行检查无损后，方可重新启动。15、大型汽轮机为什么要低负荷运行一段时间后再进行超速试验？汽轮机在空负荷时，汽轮机内的蒸汽压力低，转子中心处的温度尚未被加热到脆性转变温度以上，另外超速试验时转子的应力比额定转速时增加25%的附加应力。由于以上两个原因，所以大型汽轮机要带低负荷运行一段时间，进行充分暖机，使金属部件（主要是转子）达到脆性转变温度以上，然后再做超速试验。16、主机盘车投入注意事项？（1）主机盘车禁止自动投入、盘车启动选择开关至1位即手动。（2）当主机停止运行，转

10、速低于1500rpm时，应安排两个人就地检查顶轴油泵联启且运行正常、检查PLC上各瓦顶轴油压、润滑油压、轴保护条件满足，如不满足应通知热控、电气检查处理，当大轴停止立即投入主机盘车。（3）当因热控条件故障而无法启动盘车电机时，如检查确定主机转速到0、盘车啮合油供油手门开启、润滑油压正常（大于0.12MPa）、顶轴油泵运行正常、各瓦顶轴油压大于4.2 MPa，在盘车齿轮与主机大轴啮合的情况下，可以打开盘车控制柜，用柜里的SA2强制启动主机盘车，此时应记录盘车电流、大轴偏心度、就地各瓦及轴封齿听音检查，发现异常马上汇报。注意：此时应联系热控或电气检查处理，当盘车条件满足后、应立即停止盘车运行，按正

11、常启动方式重新投入盘车。17、交流润滑油泵和氢密封油泵的停运要求及操作？（1）确认主机盘车装置、顶轴油泵及发电机密封油系统均已停止运行。高中压缸最高金属温度低于150，并且各轴承金属温度均在正常范围内，方可停止交流润滑油泵。（2）氢密封油泵在汽轮机停止运行后、密封油系统无故障的情况下可以提前停止运行。（3）将直流润滑油泵联锁解除。（4）将交流润滑油泵联锁解除。（5）停止交流润滑油泵和氢密封油泵。（6）解除排烟风机联锁，停止排烟风机运行。18、简述水环式真空泵的工作原理？在泵体中装有适量的水作为工作液。当叶轮按图中顺时针方向旋转时，水被叶轮抛向四周，由于离心力的作用，水形成了一个决定于泵腔形状的

12、近似于等厚度的封闭圆环。水环的下部分内表面恰好与叶轮轮毂相切，水环的上部内表面刚好与叶片顶端接触（实际上叶片在水环内有一定的插入深度）。此时叶轮轮毂与水环之间形成一个月牙形空间，而这一空间又被叶轮分成和叶片数目相等的若干个小腔。如果以叶轮的下部0°为起点，那么叶轮在旋转前180°时小腔的容积由小变大，且与端面上的吸气口相通，此时气体被吸入，当吸气终了时小腔则与吸气口隔绝；当叶轮继续旋转时，小腔由大变小，使气体被压缩；当小腔与排气口相通时，气体便被排出泵外。综上所述，水环泵是靠泵腔容积的变化来实现吸气、压缩和排气的，因此它属于变容式真空泵。19、投轴封的注意事项？（1）为避免

13、转子弯曲，投入前必须保证盘车装置已投运（润滑油、密封油系统已运行）（2）轴封供汽就有不低于14度的过热度。（3）应选择与转子温度、汽缸温度匹配的汽源。（4）凝结水系统、辅汽系统已投运。（5）原则上应先投轴封，后抽真空。冷态启动时，也可先抽真空后投轴封。（6）抽轴封时要加强疏水。（7）轴封投入后，应注意主机上下缸温差、胀差等重要参数，检查各轴封处是否冒汽及声音正常。（8）注意轴加真空在50-75mm水柱，轴加水位自动调节正常。20、轴封温度和压力的控制要求？（1）机组任何状态启动，低压轴封蒸汽温度正常维持在120180，任何时候低压轴封温度不得低于120。（2）机组冷态启动，高中压轴封蒸汽温度控

14、制在150200，任何时候高中压轴封温度不得低于150。（3）机组温态启动，高中压轴封蒸汽温度控制在280300，高中压轴封蒸汽温度与调端高压缸金属温度差不大于85。（4）机组热态启动，高中压轴封蒸汽温度控制在330350，高中压轴封蒸汽温度与调端高压缸金属温度差不大。（5）辅汽供汽时，轴封联箱压力26KPa；机组75%负荷后系统达到自密封，由溢流阀控制轴封联箱压力32KPa。21、凝结水泵检修措施？（1）首先启动备用凝泵，停止要检修凝泵，出口门关闭，电机、出口门停电；（2）凝泵出口门摇严挂禁止操作牌；（3）凝泵入口门关闭停电摇严并挂禁止操作牌、此过程中要注意其入口压力不长否则恢复入口门开启，

15、对出口门继续摇严；（4）关闭检修凝泵启动抽空气及抽空气总门摇严并挂禁止操作牌；（5）关闭检修凝泵密封水门2/3；（6）关闭检修凝泵轴承冷却水；（7）观察运行凝泵工作如果正常，开启检修凝泵入口滤网放水门，查看是否有水放出，如有水放出，调整密封水门和滤网放水门开度，使供水和放水保持平衡；如滤网放水门没有水放出，继续摇严检修凝泵入口门，直到有水放出为止。（8）凝泵轴承放油检修自理。22、运行中加热器出水温度下降有哪些原因？（1）铜管或钢管水侧结垢，管子堵塞； （2）水侧流量突然增加；（3）疏水水位上升； （4）运行中负荷下降，蒸汽流量减小；（5）误开或调整加热器的旁路不合理 ； （6）加热器泄漏。2

16、3、我厂电泵备用启动的控制逻辑？（1）电泵备用开关投入后，电泵出口电动门自动开启。（2）运行中任一台汽泵跳闸或发生RB后给出电泵启动指令，首先电泵辅助油泵启动同时电泵再循环开启，全部开启时间约10秒。（3）然后电泵启动，延时5秒（延时用于躲过电泵启动电流），电泵再循环投入自动，此时电泵勺管自动开启，10秒钟后勺管控制指令至65%。（4）在机组MFT的情况下，电泵不会自动启动。24、机组运行过程中给水泵水侧做措施的原则是什么？（1）首先关闭给水泵出口门、暖泵门及手门及抽头手门并停电摇严。（2）确证给水泵再循环门在开启状态，给水泵停电后关闭给泵前置泵入口门并停电摇严，在此过程中应时刻监视入口压力不

17、升高。（3）开启前置泵入口放水门、主泵泵体放水门及空气门、滤网排水门进行泄压，观察压力降低后最后关闭给水泵再循环调门及手门，在此过程中仍要监视入口压力不升高。（4）只有在给水泵入口门关闭、泵体完全泄压后方可关闭给水泵密封冷却水。（5）给水泵润滑油泵只有在给水泵汽水全部隔离后，方可以停止。25、汽泵润滑油双联滤油器的切换操作？滤油器的正常压差0.035Mpa。当滤油器的正常压差0.06Mpa时，或过滤后油的品质达不到要求时，需切换进行清洗或调换滤网。（1）观察三通切换装置上的油流指向器，搞清备用滤油器。（2）检查并关闭备用滤油器的排污阀，打开备用滤油器上的排气接头和油箱连接管上的放气阀。（3）再

18、打开三通切换装置上的压力平衡阀，让备用的滤油器壳体内充油。（4）观察备用滤油器上排气接头和油箱连接管上的窥视窗，当流出的全部为油时，表明备用滤油器壳体内已充满油，关闭放气阀。（5）转动三通切换装置的手柄，观察三通切换装置上的油流指向器，使备用的滤油器投入使用。（6）关闭压力平衡阀。26、汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机？（1）汽轮机转速超过危急保安器动作转速而危急保安器拒动；（2）轴向位移超过保护动作值而保护未动；（3）汽轮机发生水冲击；（4）机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声；（5）汽轮机任一轴承断油或推力轴承金属温度达107、支持轴承金属温度

19、达113；（6）轴承或端部轴封磨擦冒火时；（7）轴承润滑油压下降至0.04MPa，而保护不动作；（8）主油箱油位急剧下降至低油位线以下；（9）凝汽器压力急剧上升至28KPa，而保护不动作；（10）发电机冒烟、冒火；（11）机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。（12）厂用电全部失去；（13）发电机氢气冷却系统发生火灾；（14）密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢。27、双流环式轴封（密封瓦）装置的密封原理？汽轮发电机密封瓦内有两个环形供油槽，从供油槽出来的油分成两路沿着轴向通过密封瓦内环和轴之间的径向间隙流出，其油压高于发电机内的氢气压力，从而防止氢气从发电机

20、漏出。在密封瓦内设有两个供油槽，形成独立的氢侧和空侧的密封油系统。当这两个系统中的供油压力平衡时，油流将不在两个供油槽之间的空隙中串动。密封油系统的氢侧供油将沿着轴朝发电机一侧流动，而密封油系统的空侧供油将沿着轴朝外轴承一侧流动。由于这两个系统之间的压力平衡，油流在这两条供油槽之间的空间内将保持相对静止。28、双流环密封瓦为什么要求空、氢侧油压差在规定范围内？理论上最好空、氢侧油压完全相等，这样两侧油流相对静止、不至交换，在实际运行中不可能达到这个要求。为了不使氢侧油流向空侧窜引起漏氢，所以规定空侧密封油压大于氢侧1kpa，如空侧密封油压高的过多， 空侧密封油就向氢侧窜，引起氢气纯度下降同时易

21、使氢侧密封油箱满油；反之会使氢气漏量大、还会使氢侧密封油箱缺油，不利安全运行。29、汽机TV/GV活动试验需要满足什么条件？（1）RSV/IV全开（2）没有阀门进行活动试验（3）没有阀门进行在线校验（4）汽机阀门试验已经结束（5）汽机处于单阀运行方式（6）汽机CCS控制方式已经退出（7）汽机TV/GV伺服卡工作正常（8）汽机负荷在小于400MW （9）蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水无水后自动关闭否则需手动关闭。30、汽机DEH超速，什么条件满足时，认为保护动作？（1）发电机并网前汽机转速超过500rpm，汽机DEH系统转速信号故障。（2）发电机并网前汽机转速设定值与实际转速偏差超过5

22、00rpm；（3）发电机并网前汽机DEH系统转速超过3300rpm； （4）汽机调节级压力与高压缸排汽压力比小于1.7。（5）汽机阀门严密性试验结束。汽机ATC方式下任何ATC跳闸命令。（6）汽机复置后转速高于100rpm时液压伺服模件故障。 （7）汽机高压缸排汽温度高于427 。31、机组真空缓慢降低如何进行检查处理？（1）调整轴封供汽调节阀、溢流阀使轴封压力正常；（2）检查真空泵水位、水温是否正常，并检查真空泵工作是否异常；（3）真空破坏门关闭是否严密、密封水是否正常；（4）检查负压系统（与凝汽器相连）阀门、管道是否泄漏 ；（5）检查小机排汽安全薄板是否泄漏；（6）检查低压缸大气安全门是否

23、泄漏；（7）检查辅汽扩容器至凝汽器调门是否开启；（8）检查轴封加热器水位是否正常；（9）如汽暖停至，应检查汽暖至凝汽器手门、门前放水门是否关闭；（10）根据情况可以切换真空泵或启动备用真空泵运行，如真空仍缓慢降低可对应降低负荷。32、主要从哪些部位进行发电机氢气查漏？（1）发电机密封瓦两侧（2）空侧密封油排烟口（3）发电机引出线接口（4）氢冷器放空气门及氢冷器法兰结合面（5）定冷水箱上部放空气门（6）发电机低部各排污门（7）发电机各取样门（8）氢系统各法兰连接处 （9）氢干燥器各法兰连接处（10）发电机底部人孔结合面33、定冷水泵出口门的工作原理及切换操作的注意事项？（1）定冷水泵出口门带有逆

24、止门功能，如出口门手动开启后、而泵未运行，其出口门实际是在关闭状态，泵运行后在水压的作用下自然冲开（手轮可强制关闭出口门）。（2）在进行定冷水泵切换操作时，首先启动备用定冷水泵、就地检查备用定冷水泵运行正常，定冷水流量、压力正常后，关闭原运行定冷水泵出口门1/3，然后停止原运行定冷水泵，观察定冷水流量、压力正常后，全开原运行定冷水泵出口门并投入其备用。（3）定冷水断流保护逻辑：三个定冷水流量（模拟量动作值达45T/H）3取2与三个定冷水流量（开关量动作值达45T/H）3取1，延时20秒保护动作。34、机组采取滑压运行有哪些经济效益？(1)在机组低负荷时，降低蒸汽压力，便于维持稳定的蒸汽温度，虽

25、然蒸汽的过热焓因压力下降而降低，但饱和蒸汽焓上升较多，总焓值明显升高，构成了滑压运行经济性的主要来源；(2)给水压力相应降低，给水泵转速降低，减少了给水泵的能量消耗和寿命消耗；(3)汽压降低，汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变，可保持内效率不下降；(4)高压缸各级和高压缸排汽温度有所升高，有利于保证再热汽温度，从而改善循环效率。35、发生汽轮机水冲击事故原因有哪些？(1)锅炉汽温调节失灵，主蒸汽温度、再热蒸汽温度急剧下降，蒸汽带水进入汽轮机；(2)加热器管子破裂，大量给水进入汽侧或加热器水位调节失灵，造成加热器满水，加热器保护拒动，或加热器阀门不严，水从加热器导入汽轮机； (3)轴封

26、蒸汽温度不够或调节门动作不正常，水带入汽轮机轴封腔室； (4)#7、8低加满水，直接进入汽轮机；(5)抽气管道低位疏水点调节门动作不正常，造成抽汽管道积水进入汽轮机。36、汽机复置的规定？(1)确认锅炉出口主蒸汽温度大于汽机调节级金属温度至少20，主蒸汽过热度大于56，检查TSI系统无报警指示。(2)确认汽机抽汽管道所有低点疏水调节门正常打开。(3)确认高、中压门导汽管低点疏水调节门正常打开。(4)确认高、低旁处于正常控制方式。(5)确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在关闭位置。(6)汽机辅助系统均处于正常运行状态。(7)确认汽机在盘车状态，转速为3.35 rpm。(8)确认凝汽器真空正常，

27、背压10KPa。(9)确认汽机薄膜阀上腔（自动停机油）油压为0.81.0 MPa。(10)将汽机启动方式选择为自动（AUTO）方式。37、为什么汽轮机转子弯曲超过规定值时，禁止启动？一般说，大多数汽轮机都是通过监视转子晃动度的变化，间接监视转子弹性弯曲大小的。当转子晃度超过原始值较多时，说明转子的弹性弯曲已较大，而此时汽缸变形也会较大，汽轮机动静部分径向间隙可能消失，强行启动汽轮机，转子的弯曲部分径向间隙可能消失，强行启动汽轮机，转子的弯曲部分会与隔板汽封磨檫，磨檫不仅造成汽封磨损，还会使转子弯曲部分产生高温，局部的高温又加大了转子的弯曲，使磨檫加剧，如此恶性循环，可能使转子产生永久性弯曲，所

28、以转子弯曲超过规定值，禁止启动。38、造成机组下缸比上缸温度低的原因及如何处理?原因 ：（1）下汽缸比上汽缸金属重量大且下汽缸有抽汽口,散热面积大、保温条件差。（2）机组启动过程中，温度较高的蒸汽上升，而内部疏水从下汽缸疏水管排除，使下汽缸受热条件恶化，如果疏水不及时或疏水不畅，上下缸温差更大。（3）停机后机组虽在盘车中，但由于疏水不良或汽缸保温质量不高，空气对流量增大，使上下缸冷却条件不同，造成增大了温差。 处理：（1）加强缸体疏水；（2）完善下汽缸的保温，减小空气对流。（3）停机后应及时投入盘车装置。39、汽动给水泵组正常运行时的维护检查？(1)汽动给水泵组稳定运行，声音正常，振动在允许限

29、额内。(2)汽泵润滑油系统运行正常，各轴承油流正常，润滑油箱油位510格左右，润滑油温度45±3，润滑油压力0.080.25MPa左右，液压油压力0.9MPa左右。(3)汽泵润滑油冷油器在冷却水量没有变化的情况下，如冷油器出口油温大于48，应切换使用备用冷油器。(4)汽动给水泵组各运行参数，如汽温汽压、振动、转速、轴向位移、轴承温度、轴承油流、真空、排汽温度、以及前置泵密封水温度、给水泵密封水温度、给水泵入口压力、流量等均在运行限额内。(5)除氧器水位正常，给水泵无汽化、无冲击现象。(6)润滑、调节油滤网差压正常，若润滑油滤网差压0.06MPa；调节油滤网差压0.06MPa或滤网指示

30、报警，切换备用滤网运行，联系检修清洗原运行滤网。(7)小机调门无晃动，调门开度正常。40、机组正常运行时或高加本体检修后高加注水操作项目？(1)机组正常运行时或高加本体检修后，高加投用水侧前需先注水。 (2)开启高加给水管路的放空气门。 (3)稍开高加进水电动门向高加水侧注水，待空气放尽后，关闭放空气门。 待高加水侧压力与给水母管压力相等后，关闭高加进水电动门。(4)过10分钟后，检查高加水侧压力无下降，高加水位无上升，确定高加钢管无泄漏。 (5)逐渐开足高加出水门和高加进水门，关闭高加水侧旁路门。41、循环水清污机的正常维护？(1)正常运行过程中，如发现CRT画面清污机跳闸或报警总汇来清污机

31、报警，应派人就地检查，将对应清污机控制手柄切至就地位置并停止其运行，同时通知相关机务或热控人员检查处理。(2)在巡检过程中如发现清污机运转异常，将对应清污机控制手柄切至就地位置并停止其运行；或清污机网前、网后水位不准或清污机网前、网后水位差超过100 mm而清污机没自动启动，应将对应清污机控制手柄切至就地位置，记录缺陷并通知相关热控人员检查处理。(3)清污机的正常维护：循环水泵入口清污机正常前后水位差小于50mm，当其前后水位差大于100mm 时应自动启动；水位差大于300mm时报警，此时应就地检查清污机工作状态；水位差大于1000mm时报警同时清污机跳闸并禁止启动，应联系机务与热控共同检查处

32、理。42、发电机气体置换时的注意事项？(1)现场严禁吸烟及动火工作。(2)发电机气体置换时，应维持发电机内气体压力在2050Ka，此压力下氢油压差阀一般跟踪比较正常，气体置换所用气体量较少，只有在发电机气体置换结束后，再提高风压或泄压。(3)排放氢气时，速度应缓慢，注意氢油压差阀跟踪正常，排污口附近严禁动用明火。(4)气体置换前，应通知检修，使行车远离。置换工作结束前，行车严禁在上方来回行走。必要时，还应打开汽机房屋顶窗户。(5)在气体置换过程中，必须用二氧化碳或氮气作为中间介质，严禁空气与氢气直接接触。(6)开启二氧化碳瓶时，应缓慢进行。如发生冻结闭塞现象时，可用热水烘暖；为缩短气体置换时间

33、，必要时可用数个二氧化碳瓶瓶，同时供气注意二氧化碳瓶的结露情况，一般上升至离瓶底0.5米以上时，应及时调换。瓶内压力不应全部放尽，应不低于0.5MPa。(7)气体置换过程，应在低风压下，并尽可能在转子静止或盘车时进行，若为条件所迫，亦可在发电机转速<1000r/min时进行。整个置换过程中，应严密监视发电机风压，密封油压力及油温的变化。严密监视平衡阀、差压阀的跟踪情况；严密监视消泡箱液位，氢侧密封油箱油位以及各浮子式液位检漏仪液位的变化。(8)发电机严密性试验不合格时，应努力查找原因消除泄漏点；否则发电机严禁充氢。(9)在氢系统充氢或置换过程中，不得进行拆卸螺丝等检修工作。(10)在氢系

34、统充氢或置换过程中，氢气、二氧化碳、压缩空气之间必须分别独立工作（加堵板）。43、简述发电机断水保护信号的构成？(1)当发电机定子绕组进出水压差值降低到1/2额定水流量（45T/H）时，由3个模拟量（变送器）按“3取2”的逻辑原则与上3个压差开关MKF14CF202、MKF14CF203、MKF14DP204的任一闭合，作为发电机断水保护的信号。(2)当发电机定子绕组出现断水情况时，允许满负荷100%额定电流运行5秒，备用泵需在5秒内投入正常运行；如果备用泵在5秒内不能正常运行,发电机必须停机或者在2钟内以每分钟50%的速率将定子电流自动降低到额定电流的15%,同时定子冷却水的电导率需控制在1

35、.5s/cm以内。(3)当定子冷却水流量低，同时水电导率又低于1.5s/cm时,发电机可在15%额定定子电流下运行一小时,如果定子冷却水流量低时，电导率高于1.5s/cm，发电机需立即停机，2.5分钟后励磁失磁。44、变频凝泵切换至工频凝泵操作？首先解除变频凝泵变频器水位调节自动，保持除氧器水位调门自动，然后手动缓慢提高变频凝泵电机频率至45Hz运行，在除氧器水位调门自动跟踪稳定，水位稳定的情况下，启动工频凝泵运行稳定后，停止变频凝泵变频器、停止变频凝泵运行，在变频凝泵切换至工频后，可投入变频凝泵备用并联系热工投入压力的联锁。45、工频凝泵切换至变频凝泵操作？检查变频凝泵变频器正常的情况下首先

36、启动变频凝泵，在变频凝泵出口门全部开启后，启动变频凝泵变频器，变频器自动升至30Hz，然后在除氧器水位调门自动情况下，手动缓慢提高变频凝泵电机频率至45Hz运行，在除氧器水位调门自动跟踪稳定，水位稳定的情况下，停止工频凝泵运行，投入工频凝泵备用，最后按照投入变频器水位自动的原则投入变频器水位自动。46、汽轮机停机后的最大弯曲在什么地方？在哪段时间内启动最危险？汽轮机停运后，如果盘车因故不能投运，由于汽缸上下温差或其他原因，转子将逐渐发生弯曲，最大弯曲部位一般在调节级附近；最大弯曲值约出现在停机后210h之间，因此在这段时间内启动是最危险的。47、汽轮机汽缸的上、下缸存在温差有何危害？汽缸存在温

37、差将引起汽缸变形，通常是上缸温度高于下缸，因而上缸变形大于下缸，使汽缸向上拱起，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦，损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象。48、汽轮机胀差在什么情况下出现负值？由于汽缸与转子的钢材有所不同，一般转子的线膨胀系数大于汽缸的线膨胀系数，加上转子质量小受热面积大，机组在正常运行时，膨胀均为正值。当负荷快速下降或甩负荷时，主蒸汽温度与再热蒸汽温度下降，或汽轮机发生水冲击，或机组启动与停机时加热装置使用不当，均有可能使胀差出现负值。49、机组并网初期为什么要规定最低负荷？机组并网初期要规定最低负荷，主要是考虑负

38、荷越低，蒸汽流量越小，暖机效果越差。此外，负荷太低往往容易造成排汽温度升高，所以一般要规定并网初期的最低负荷。但负荷也不能太高，负荷越大，汽轮机的进汽量增加较多，金属又要进行一个剧烈的加热过程，会产生过大的热应力，甚至胀差超限，造成严重后果。50、汽轮机汽封的作用是什么？为了避免动、静部件之间的碰撞，必须留有适当的间隙，这些间隙的存在势必导致漏汽，为此必须加装密封装置汽封。根据汽封在汽轮机中所处的位置，可分为轴端汽封（简称轴封）、隔板汽封和围带汽封三类。51、检修后的高加如何投入？（1）确认检修工作结束、工作票终结、措施恢复。（2）缓慢开启高加注水门向高加注水，检查高加钢管是否泄露，水侧放空气

39、门见连续水流后关闭。（3）开启高加进出口水门、关闭高加旁路门，给水走高加内部、关闭注水门。（4）开启高加危急、正常疏水截门。 （5）开启抽汽逆止门前后疏水，稍开高加进汽门并逐渐开启，控制高加出水温升1-2。注意高加水位、疏水调门动作正常。52、汽动给水泵前置泵启动许可条件？（1）汽动给水泵入口门开启 （2）汽动给水泵再循环门开启（指令>80，反馈>80）（3）除氧器水位正常（液位开关） （4）汽动给水泵入口滤网差压不高（压差开关）（5）无电气故障 （6）汽动给水泵润滑油压力正常大于0.15Mpa。53、汽机工艺保护有哪些？（1）运行人员在操作员台手动停机；（2）汽机凝汽器压力高于2

40、8kPa；（3）汽机TSI超速（3300rpm）（4）汽机双振幅轴振大于0.25mm （5）汽机高中压胀差大于11.1mm，或小于4.7mm；低压缸胀差23.5mm/-4mm（6）汽机DEH油压低于9.3Mpa（7）汽机润滑油压低于0.04 Mpa（8）汽机轴位移大于±1.0mm （9）汽机DEH超速（并网前系统转速信号故障（转速超过500rpm投入），汽机转速设定值与实际转速偏差超过500rpm；汽机调节级压力与高压缸排汽压力比小于1.7；阀门严密性试验结束；ATC方式下任何ATC跳闸命令；汽机复置后转速高于100rpm时液压伺服模件故障；汽轮机高压缸排汽温度高427；并网前汽机转

41、速达110%）。（10）汽机支持轴承温度超过113，推力轴承温度超过107（11）发电机故障（12）锅炉故障(MFT)54、汽机工艺保护动作后联动设备？（1）汽机高中压主汽门.调速汽门关闭；（2）发电机解列；（3）汽机各段抽汽逆止门关闭；（4）汽机各段抽汽电动门关闭；（5）机组负荷大于90MW时锅炉MFT,汽泵.电泵跳闸;（6）机组负荷小于90MW时，汽机高、低压旁路动作，锅炉维持低负荷然烧。55、小汽机禁止复置的条件？DCS跳闸指令；小汽机超速6270rpm；小汽机轴承温度高；小汽机前轴承振动高高；小汽机后轴承振动高高；小汽机轴向位移大；汽泵（主泵）前轴承振动高高；汽泵（主泵）后轴承振动高高

42、；跳闸油（速关油）压力低；高压油（EH油）压力低；润滑油压力低；小汽机排汽压力高；计算超速（指令与实际转速偏差大于500rpm）。56、叙述低压旁路控制方式？锅炉冷态启动，再热汽压力小于最低压力设定值1.0MPa，在低旁自动投入时，自动开启至最小开度20%。锅炉启动升压时，再热汽压力大于最低压力设定值1.0MPa，低压旁路转为定压方式，控制再热汽压力在1.0MPa；当汽机冲车和发电机并网后，随着汽机带负荷，低压旁路维持主汽压力1.0MPa不变，逐渐关闭至零；当汽机停机时，负荷低于设定值，将低压旁路控制投入自动。随着汽机减负荷，锅炉再热汽压力升高，低压旁路开启，再热汽压力维持在1MPa不变。57

43、、什么情况下低压旁路强制关闭？机组负荷大于设定值90MW、低压旁路A出口蒸汽温度大于250度、凝汽器压力高16.7KPA；当低压旁路减温水自动未投，低压旁路出口温度测点故障，高压旁路控制强制手动操作。58、什么情况下高压旁路强制关闭？机组负荷大于设定值90MW、给水泵全停、高旁出口温度高350、高旁减温水压力低6.0、汽机低压旁路全关。当高旁减温水自动未投，高旁入口压力测点故障时，高压旁路减压阀强制手动操作。59、汽机复置的规定？（1）确认锅炉出口主蒸汽温度大于汽机调节级金属温度至少20，主蒸汽过热度大于56，检查TSI系统无报警指示。（2）确认汽机抽汽管道所有低点疏水调节门正常打开。 （3）

44、确认高、中压门导汽管低点疏水调节门正常打开。（4）确认高、低旁处于正常控制方式。 （5）确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在关闭位置。（6）汽机辅助系统均处于正常运行状态。 （7）确认汽机在盘车状态，转速为3.35 rpm。（8）确认凝汽器真空正常，背压10KPa。 （9）确认汽机薄膜阀上腔（自动停机油）油压为0.81.0 MPa。（10）将汽机启动方式选择为自动（AUTO）方式。60、高压调门控制组件漏油如何处理？（1）如出现上述类似异常应先将汽机主控切至手动，保持机组负荷稳定、然后将阀门控制方式切到单阀控制，此时关闭汽门供油手门（在控制组件上）切断漏油，调门关闭后注意其他阀门开度进行手动

45、调节，然后联系热工将泄漏阀门在工程师站强制关闭。（2）如果现场热控人员在好在场，联系热控人员立即在工程师站分步强制关闭泄漏阀门（指令强制置零），汽机主控、锅炉主控手动控制，根据主汽压力的变化及时开启汽机调门，值班员应监视其他阀门开度变化及主汽压力、给水流量的变化。61、汽轮机运行时，监视段压力有何意义？在汽轮机运行中，各监视段的压力均与主蒸汽流量成正比例变化，监视这些压力，可以监督汽轮机通流部分是否正常、通流部分的结盐垢情况，同时可分析有关运行参数显示、各调速汽门开关是否正常。62、空压机正常运行中的检查项目有哪些？（1）空压机空气过滤器压降0.005MPa。 （2）油气分离器压降0.08 M

46、Pa。（3）压缩空气的排气温度45。 （4）空压机机头出气温度在55100。（5）空压机油温110。 （6）油气分离器油位正常。（7）冷却水供水压力、温度正常 。 （8）气水分离器疏水正常，每班进行一次。（9）空压机各部无漏水、漏气、漏油等异常现象。 （10）空压机在加、卸载的过程中声音是否正常。（11）检查空压机电机及机体工作正常。63、机组跳闸后的处理原则？（1）确认发电机出口开关跳开、负荷至零。（2）主汽门、调门关闭，汽轮发电机转速下降。（3）确认加热器抽汽电动门关闭，疏水门开启。（4）润滑油泵联启、油压正常。（5）厂用电切换正常。（6）确认磨煤机、给煤机、燃油跳闸。（7）锅炉减温水全部

47、关闭。（8）确认循环水、凝结水系统运行正常。（9）查找跳闸原因、汇报。64、高低加热器为什么要在汽侧安装空气管道？因为加热器蒸汽侧在停用期间或运行过程中容易积聚大量的空气，这些空气在钢管的表面形成空气膜，使热阻增大，严重阻碍加热器的热传导，从而降低了换热效率，因此必须装空气管放走这部分空气，高加排放至除氧器，低加排放至凝汽器，回收部分热量。65、机组正常运行中，发生高压给水加热器跳闸时对机组负荷及主蒸汽温度的影响？（1）机组负荷瞬间增加，满负荷时，甚至会发生超负荷的现象。（2）由于给水温度的下降，燃料的增加，过热汽温上升。66、汽机启动过程中注意事项？（1）整个启动过程中，要注意凝汽器、除氧器

48、、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。（2）冲转至600rpm后及时调整主机润滑油温维持在40。（3）汽机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。如发现高、中压主汽门阀室温度不上升或上升过于缓慢，应立即到现场确认高、中压主汽门导汽管疏水门和疏水管是否真正工作，如发现管子是冷的，应立即脱扣汽机，进行处理。（4）交流润滑油泵、氢密封油泵停运后，要及时将其投入备用。（5）升速及升负荷过程中， 进行每步操作时都要检查TSI系统无报警指示、TS画面正常，如有异常处理后方可进行下一步操作。（6）发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过80。（7

49、）机组升负荷过程中，及时对发电机补、排氢气。（8）机组负荷大于300MW以上应尽早投入协调控制。（9）机组负荷在120MW左右检查汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水无水后自动关闭否则需手动关闭。67、汽机起动前，下列任一情况发生则禁止起动？（1）机组一次设备存在严重缺陷，主要辅助设备故障或其联锁保护试验不合格。（2）机组任一项主保护传动不合格。（3）影响机组运行安全的重要监视参数显示不正常，不能对机组的运行状态进行有效监视。（4）控制电源不正常，仪用气源不正常。（5）DCS系统不正常，基本的自动控制回路不能正常投入。（6）旁路系统不能正常投入。（7）转子偏心值大于0.075

50、mm。（8）汽轮机高、中、低压胀差超过规定值。（9）DEH系统工作不正常，高压主汽门、调门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门卡涩或关不严。（10）DEH系统不能在额定参数下维持空负荷运行。（11）高中压缸任一对点上下温差大于56。（12）盘车时汽轮发电机组动、静部分有明显的金属摩擦撞击声或盘车不能投入。（13）汽轮机润滑油、EH油油质不合格。（14）EH油、润滑油、密封油、顶轴油系统故障。（15）发电机氢气纯度不合格。（16）发电机定子水系统异常或水质不合格。 （17）主要变压器油质不合格。68、汽泵并泵带负荷的操作？（1）随着汽泵转速升高，当汽动给水泵出口压力<母管压力1MPa，根据需要打

51、开给泵出水门，汽泵开始带负荷运行。（2）当给泵转速升至2800rpm以上，检查没有小汽机MEH强制到本地自动控制条件（小汽机转速低于2800rpm，没有远方许可条件，远方给水指令故障，远方给水指令低于2795 rpm，远方给水指令高于5800rpm，小汽机MEH在本地手动控制），确认小汽机远方设定转速与小汽机实际转速差在±25 rpm，将小汽机MEH投远方自动控制。（3）联系化学投入给水AVT（加氨、联氨）运行方式；当机组负荷超过30%B-MCR时切换至CWT（加氨、氧）运行方式；停机过程中机组负荷低于30%B-MCR时切换至AVT运行方式。（4）第一台汽泵带负荷，（并入第二台给水泵

52、）过程中，应注意给泵再循环调整门动作对锅炉给水流量变化的影响。（5）第一台汽泵带负荷；（并入第二台给水泵）后，检查无 “强制手动信号”，投入该汽动给水泵给水自动，打开给泵中间抽头门。（6）当汽泵转速大于2800rpm，关闭小汽机本体疏水阀和轴封系统疏水阀组。69、小汽轮机冲车条件？（1）盘车时间满足规定。（2）前置泵运行正常，给水泵入口压力在1.2MPa左右。（3）小汽轮机真空30 KPa，即排汽压力小于70KPa（4）冲转蒸汽的过热度大于20。（5）冲转速关阀前蒸汽温度大于180。（6）小汽轮机轴向位移小于规定值。（7）主机EH油运行压力14MPa。（8）汽泵各轴承温度、各轴振动正常。（9）

53、润滑油温度大于35，润滑油压0.080.25MPa左右，调节油压0.9MPa左右。70、运行中加热器的隔绝操作？（1）关闭加热器进汽门，注意给水温降率2 （2）关闭加热器连续排气门，打开加热器启动排气门。（3）关闭加热器上一级正常疏水隔绝门。 （4）关闭加热器正常疏水、事故疏水隔绝门。 （5）开启加热器进水旁路门，关闭加热器进、出水门。 （6）任何一台高加需水侧隔绝，则三台高加全停。 （7）当加热器完全泄压后，根据需要打开加热器汽侧放水门、水侧空气门及水侧放水门。71、小汽机禁止复置的条件？（1）DCS跳闸指令；（2）小汽机超速6270rpm；（3）小汽机轴承温度高；（4）小汽机前轴承振动高高

54、；（5）小汽机后轴承振动高高；（6）小汽机轴向位移大；（7）汽泵（主泵）前轴承振动高高；汽泵（主泵）后轴承振动高高；（8）跳闸油（速关油）压力低；（9）高压油（EH油）压力低；（10）润滑油压力低；小汽机排汽压力高；（11）计算超速（指令与实际转速偏差大于500rpm）。72、凝结水泵停泵保护及报警？保护：（1）凝汽器热井水位低低100mm 延时5S（2）凝结水泵出口电动门关闭延时3S（3）凝结水泵入口电动门关闭（4）凝结水泵电机电气故障（开关柜来）（5）就地事故按钮报警：（1）凝结水泵电机上/下轴承温度高50、80报警（2）凝结水泵推力轴承温度高55、80报警（3）凝结水泵电机绕组温度高（A

55、/B/C三相）110、120报警。73、主要从哪些部位进行发电机氢气查漏？（1）发电机密封瓦两侧（2）空侧密封油排烟口（3）发电机引出线接口（4）氢冷器放空气门及氢冷器法兰结合面（5）定冷水箱上部放空气门（6）发电机低部各排污门（7）发电机各取样门（8）氢系统各法兰连接处 （9）氢干燥器各法兰连接处（10）发电机底部人孔结合面74、启、停机过程中，调整胀差的方法？（1）冷态启动过程中，如高中压正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷速度，直至停止升温、升压、升负荷。（2）如果低压缸负胀差增加较快时，可适当提高其轴封供汽温度，但最高不高于180，或适当提高真空。（3）如果低压缸正胀差增加较快时

56、，可适当降低其轴封供汽温度，但最低不低于120，或适当降低真空。（4）热态启动过程中，如高中压负胀差增加较快时，可适当加快启动速度。（5）停机过程中，如高中压负胀差增加较快时，应减慢降温、降压、降负荷速度，直至停止降温、降压、降负荷。75、辅机启动前的检查？（1）辅机启动前必须检查确认辅机及相关设备的检修工作结束，检修工作票终结，辅机及辅机系统的阀门、设备系统的联锁、保护传动正常，影响设备启动和运行的缺陷全部消除。（2）检查辅机电机接线完整，电机和电缆接地线牢固，电机通风口清洁无杂物，电机通风罩完好、牢固；检查转机地脚螺栓连接牢固，对轮安全罩完好；检查转机上各人孔、检查孔关闭严密，设备保温完整；检查转机各轴承温度、振动测量探头安装正确。（3）辅机润滑系统运行正常，润滑油压力和流量符合要求，润滑油油质良好，油箱或轴承箱油位正常。（4）冷却水和密封水母管压力正常，投入辅机的冷却水和密封水并调整冷却水和密封水流量正常。（5）对充水后需要放空气的管道和泵进行排空气。 （6）检查设备、系统的监控仪表全部投入，指示正确。 （7）确认辅机系统的阀门位置在启动前位置。 （8）系统检查完毕无异常，确认辅机的启动开关