汽机规程问答题

1、一、 问答题：1. 润滑油系统的运行方式？答：汽轮机主轴驱动的主油泵是单级双吸离心泵，正常运行时，主油泵出口压力油冲动油涡轮，与经油涡轮旁路阀的油混合，经冷油器冷却供给汽轮机各轴承润滑用。油涡轮驱动增压泵向主油泵供油。交流启动油泵在中、低转速范围向主油泵供油。交流润滑油泵和直流事故油泵，在机组启动、停机时，向轴承润滑系统供油。2. DCS通讯的控制系统有？答：汽轮机控制系统（DEH）、锅炉吹灰程序控制系统（SBC）、生产监控管理信息系统(SIS)、发电机励磁系统AVR系统（1个/每台机组）、220VDC直流系统（1个/每台机组）、110VDC直流系统（1个/每台机组）、厂用电监控系统、2个UP

2、S电源等。3. 紧急操作设备有哪些？答：停锅炉（MFT，双按钮）、停汽机、发变组紧急跳闸、锅炉PCV阀开/关/自动、A真空破坏门开、主机直流润滑油泵启、主交流润滑油泵启、A/B小机直流油泵启、发电机灭磁开关分闸、柴油发电机紧急启动。4. 汽轮机挂闸过程？答：危急遮断装置的各杠杆复位，高压安全油与油箱的回油被切断，压力开关PS1、PS2、PS3发出讯息，高压保安油建立。5. 机组在下列情况下禁止启动？答：1）机组主要仪表（如汽轮机转速、振动、轴向位移、胀差、热膨胀、上下缸温度、调节级温度、转子偏心度、主调汽门阀位、凝汽器真空、主汽温度、主汽压力、再热温度、定子冷却水压力流量、润滑油压、EH油压、

3、锅炉汽水分离器储水罐水位、炉膛压力、锅炉总风量、给水流量、蒸汽流量、发电机电压及电流、频率、主变温度、发电机输出有功功率和无功功率、励磁机励磁电压及电流等）不能正常投入。2）锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)不能正常投入，锅炉MFT不能正常投入。3）主机ETS保护不能正常投入。4）发变组保护不能正常投入。5）汽轮机安全监控系统（TSI）不能正常投入。6）DCS、DEH系统异常，影响机组运行操作、监视。7）机组主要自动控制装置功能失去或主要辅助设备的调节装置故障。8）汽、水品质不合格。9）汽轮发电机组润滑油、抗燃油油箱油位低于极限值或油质不合格。10）锅炉PCV阀、燃油速断阀安全保护性阀门经试验动

4、作不正常。锅炉的过热器、再热器系统各安全门未经整定（新机组或大修后首次点火进行安全门整定时除外）或拒动。11）高、低压旁路系统不正常，无法满足机组启动要求。12）仪用空气工作不正常，不能提供机组正常用气。13）机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。14）电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。6. 机组存在下列情况之一时，禁止冲转或并网？答：1）调速系统工作不正常或甩负荷后动态飞升转速超出危急保安器动作值。2）高中压主汽门、调速汽门，高压缸排气逆止门，抽汽逆止阀关闭不严，卡涩或动作失灵。3）危急保安器超速试验不合格。4）机组任一主要调节控制装置失灵。5）启动油泵、抗燃油泵

5、、润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、密封油泵之一故障或其备用泵自启动装置失灵。6）汽轮机转速、振动、轴向位移、胀差、偏心度、转子热应力、真空、油压等表计显示异常，保护不能正常投入。7）高中压外缸内壁上下温差大于或等于50，高压内缸上下缸温差大于或等于35。8）汽轮机转子偏心度不超过原始值0.02mm。9）主蒸汽温度低于汽缸最高温度50（但不超过额定蒸汽温度），蒸汽过热度低于50。10）盘车装置故障、盘不动或盘车电流超限、波动大。11）汽轮发电机组动静部分有清楚的金属摩擦声或其他异音。12）同期装置工作不正常或自动灭磁装置出现故障。13）发电机定子冷却水水质不合格。14）蒸汽品质不合格。7. 汽轮机

6、挂闸步骤？答：在DEH画面投入远方挂闸，选择启动方式为中压，点击运行，检查高中压主汽阀全部开启，投入自动运行方式。8. 汽轮机高压缸的倒暖操作？答：a）在“自动控制”画面选择“正暖”点击，在操作面板上选择“ONE”，按执行键，状态显示“投入”，表示高压缸正暖预热方式投入（温、热态启动不投正暖）。b）输入目标转速400r/min，输入升速率100r/min/min, 点击“进行/保持”， 在操作面板上选择“ONE”执行键，状态显示“进行”。 高压调阀微微开启转速上升，转速达到400 r/min，停留5min后，DEH记忆阀门开度。9. 中速暖机结束条件？答：高压调节级温度320；中压缸进汽处内壁

7、温度320，中压缸排汽处内壁温度240；高中压缸膨胀8mm。10. 汽轮机3000rpm定速停运辅助油泵的检查？答：检查主油泵出口油压1.4MPa，停运交流润滑油泵、交流启动油泵。确认主油泵入口压力达1.01.5MPa，轴承润滑油压力为0.140.18MPa（前箱处）。11. 就地巡检注意事项：答：巡检时，应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，对照DCS界面与就地的表计指示是否相符，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行。12. 滑参数停机？答：滑参数停机：适用于机组需要进行大、中、小修，停止后为缩短开工检修时间进行的停机。

8、锅炉和汽轮机本体相关的管道存在缺陷，需要尽快冷却进行处理。13. 发电机解列后汽机的操作？答：1）检查汽机高、中压主汽门、调门、高排逆止门和各段抽汽逆止门确已关闭，转速下降，记录转子惰走时间。联开VV阀、BDV阀，注意检查交流润滑油泵、交流启动油泵联启；2）检查第二台汽动给水泵跳闸，出口电动门关闭，转速到零，停止轴封供汽，关闭真空排汽蝶阀，停止汽前泵运行。3）无特殊情况严禁在2000r/min以上开启真空破坏门。在惰走过程中应注意监视润滑油压力、温度变化应正常；4）确认高、低压旁路退出运行，停运真空泵；5）关闭主、再蒸汽管道及高旁前疏水阀、低旁前疏水阀；6）转速2000r/min，检查顶轴油泵

9、自启动，否则手动启动一台运行，检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力（3.43MPa）正常；7）转速降至600r/min，注意转子偏心测量原始值（0.0160.022mm）0.02；8）汽机转速100r/min，停运真空泵冷却机组，开启真空破坏门破坏真空；如果惰走过程中汽轮机轴封供汽发生中断，应立即破坏真空紧急停运；滑参数停机锅炉需要保养，根据保养要求，汽轮机保持真空系统运行；9）机组转速到0，记录惰走时间，投入盘车运行，认真做好停机后转子偏心、缸温等参数记录，按时抄表；10）汽轮机惰走中，调整密封油泵再循环，控制密封油母管压力0.750.85MPa之间；11）启动氢气循环风机。14. 一台汽动给水

10、泵跳闸RB处理？1）RB动作正常应按下述步骤自动进行：a）跳闸汽泵出口电动门自动关闭。b）电动给水泵自动联启，最大负荷指令480MW。抢水启动后，发5s脉冲投入电泵勺管自动，切除电泵勺管偏置自动，自动将电泵偏置增加为（速率3%/s）。c）协调解除，机组转入机跟随方式，滑压运行，压力变化速率为（0.3MPa/min）。d）接收RB指令，跳A磨煤机（前墙上）； A磨煤机运行状态消失后延时10s跳D磨煤机（后墙上），如A磨煤机未运行，则无须等待直接跳D磨煤机；A、D磨煤机运行状态消失且B磨煤机（前墙中）在运行，延时10s跳B磨煤机，如A、D磨煤机未运行而B磨煤机在运行，则无须等待直接跳B磨煤机。在接

11、收到RB信号的同时，投C点火油组（前墙下）；延时10s投F点火油组（后墙下），同时投入C、F少油油枪。RB动作过程中，程序始终在监视停止的磨煤机的数量，当运行的磨煤机达到3台时，程序立即停止跳闸磨煤机，但不停止投油。e）RB联跳磨煤机同时联关其热风挡板、冷风挡板，当热风、冷风挡板全关到位后并且磨煤机出口混合温度小于90则联关其磨出口风门；磨煤机出口门关到位后联开对应的燃烧器冷却风门；当热风、冷风挡板全关到位后联关其磨煤机密封风挡板、给煤机密封风挡板。磨煤机联跳后联跳给煤机，给煤机停后联关其出口门。f）给水流量和给水指令偏差80t/h，电泵抢水结束。“流量平衡”按照5:3的比例自动调整运行汽泵、

12、电泵负荷。g）汽泵跳闸，若电泵没有联启，辅机对应最大负荷330MW，如果此时负荷330MW，接收RB指令，跳磨及投点火油逻辑同上。2）RB动作不正常，果断进行手动干预：a）跳闸汽泵出口电动门不自动关闭则立即手动关闭。b）RB触发后点火油枪不自动投入或投入不着火则手动投入C、E（或B）、F层点火油枪及C、F少油点火油枪。c）RB触发后A、D、B磨煤机不跳闸则手动打跳。d）RB触发后锅炉主控指令30s后不强制到330MW，则解除燃料主控自动手动将指令设置为330MW。e）RB触发后的动态调整过程中，监视给水流量、中间点温度、一、二级减温水、炉膛负压、氧量，自动不跟踪或调节迟缓时应手动调节。15.

13、汽轮机油系统着火处理？答：1）汽轮机油系统失火应用干粉灭火器、泡沫灭火器，石棉布灭火，但不准用水和砂子（地面着火可以用砂子）当火势不能很快扑灭，严重威胁设备安全时，应破坏真空紧急停机。2）火势威胁主油箱或油系统时，在破坏真空紧急停机的同时，开启主油箱事故放油门，但放油速度应适当。转子静止前，要维持润滑油泵运行，油箱油位保持低限，保证使汽轮机静止前润滑油不中断，防止汽轮机断油烧瓦。3）油系统着火威胁到发电机氢系统时，在破坏真空紧急停机的同时，发电机进行事故排氢，开启置换盘氢气排放阀，进行氢气置换。16. 电动机着火处理？答：1）立即断开电源，汇报值长。2）停运通风装置，但不要停冷却水源。3）可用

14、四氯化碳、二氧化碳、1211灭火器灭火，不得使用砂子和泡沫灭火器灭火，必要时可用水灭火。4）电机用水灭火时，为防止冷却不均匀而使电机转子变形，禁止将大股水流向电动机浇注，应使用喷射散开的雾状水珠灭火。5）停运着火电机后，若有备用电机，则立即启动备用电机。17. 汽轮机超速处理？答：危害：严重时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。现象：1）发变组出口开关跳闸信号发出，机组负荷突然甩到“0”。 转子超速运行，OPC动作报警。2）DCS显示转速迅速严重升高。3）汽轮机发出异常的声音。4）主油泵出口油压、润滑油压上升。5）机组振动明显增大，轴向位移明显变化。 原因：1）机组甩

15、负荷到零，或做甩负荷试验时汽轮机调节系统工作不正常。2）危急保安器超速试验时转速失控。3）发电机解列后高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、高排逆止门等卡涩或关闭不到位。 处理： 1）破坏真空，紧急停机，确认转速应下降。检查交流辅助油泵、启动油泵联启，转子惰走过程中，顶轴油泵联启正常。2）检查VV阀、BDV阀联锁开启。3）开启PCV锅炉泄压。4）对机组进行全面检查，必须待超速原因查明，故障排除确认机组处于正常状态后，方可重新启动。全速后，应校验危急保安器超速试验及各超速保护装置动作正常后方可并网带负荷。5）重新启动时，应对汽轮机振动、胀差、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监

16、视，发现异常应停止启动。6）由于汽轮机主汽门、调速汽门严密性不合格引起超速，应经处理且严密性合格后才允许启动。7）若中压阀门不严，立即开启旁路泄压。预防措施：1）启动、停机前认真检查试验各汽阀开关动作灵活可靠。2）各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。运行中汽轮机任一超速保护故障不能消除时应申请停机消除。3）应定期进行危急保安器充油试验、各停机保护的在线试验和主汽阀、调节阀及各段抽汽逆止阀的活动试验并确保合格。4）正常停机时，在打闸后，应检查发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。5）加强汽、水、油品质的监督，品质符合规定。6）确保转速监测控制系统工作应正

17、常，OPC超速限制应正常。7）危急保安器超速试验前要做汽门严密性试验并合格；确认试验条件完全符合、各轴承振动在允许范围内，危急保安器动作转速应调整在32703330 r/min以内。 8）对于甩负荷试验要谨慎进行，要做好各种准备、组织措施及事故预想。18. 汽轮机强烈振动?答：主要危害：造成轴承损坏，动静摩擦甚至毁机。现象：1）振动大报警，DCS显示振动大，就地实测振动大。2）机组发出不正常声音。3）机组轴承温度会有所升高。 原因：1）机组负荷、参数骤变；2）滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均；3）润滑油压、油温异常；4）汽轮发电机组发生动静摩擦或大轴弯曲；5）汽缸进水或冷汽造成汽缸变形；6）汽

18、轮机转子不平衡或断叶片；7）发电机定、转子电流不平衡；8）轴承工作不正常或轴承座松动；9）中心不正或联轴器松动；10）断叶片；11）启动过程中，机组暖机不充分，或汽缸金属温度偏差过大；12）发电机原因（例如励磁），引起轴振偏大。处理：1）当机组振动增大时，应立即到就地测振，保证DCS系统显示振动值与就地测量值相吻合，如果轴承振动超过50m时，或任一轴振超过125m时，应立即汇报值长、要求减负荷直至振动恢复到正常值，并对照表计查找原因。2）如机组负荷、参数变化大引起振动增大时，应尽快稳定机组参数和负荷，同时注意汽机轴向位移、胀差、缸胀及汽缸温差等的变化。3）检查润滑油温度、压力及各轴承温度是否正

19、常，否则手动调整油温、油压至正常。如由于油膜震荡引起的机组振动，运行中较难消除一般应停机消除，正常后再重新启动。4）就地倾听汽轮发电机组内部声音，发现有清晰的金属摩擦声或轴封处冒火花，应立即打闸停机并破坏真空。5）若汽机上下缸温差超限并伴随有汽缸进水的其他象征之一时，按汽机进水处理。6）如发电机升压时引起振动或正常运行中确认为发电机引起振动，应降低负荷并查明原因。7）当机组变工况引起振动增大时，应恢复原工况运行并查明原因。若机组轴振达250（#2机组220）m，且其它任一轴振125，汽轮机应自动脱扣，否则立即手动打闸停机，并破坏真空。8）任一瓦振100m，破坏真空手动打闸。9）发现汽缸内部有明

20、显的撞击声音时，应立即破坏真空手动打闸停机。10）机组启动及运行中，任一瓦振突增50m的，应立即破坏真空打闸停机。11）中速暖机前1、2瓦振动达30m，应立即打闸停机，不破坏真空，严禁降速暖机。过临界转速时，轴承振动达100m时或任一轴振达250m时应果断打闸停机。19. 轴承损坏？答：主要危害：造成轴颈损坏，油质恶化，严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。现象：1）轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟；2）推力轴承损坏时，推力瓦块温度升高；3）轴承回油温度升高；4）汽轮机振动超标。原因：1）轴承断油或润滑油量偏小；2）油压偏低、油温过高或油质严重不合格；3）轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或

21、未顶起；4）轴承本身有缺陷，轴承间隙、紧力过大或过小；5）汽轮机发生水冲击；6）长期振动偏大造成轴瓦损坏；7）交流辅助油泵（TOP）、直流事故油泵（EOP）自动联锁不正常，有关联锁保护定值不正确，造成事故时供油不正常。处理：1）运行中发现轴承温度升高至停机值，应立即破坏真空紧急停机。2）因轴承损坏停机后盘车不能投入运行时不应强制盘车。应采取可靠的闷缸措施，防止汽缸进冷水或冷汽，并监视大轴弯曲情况。3）轴承损坏后应彻底清理油系统，确保油质合格方可重新启动。预防措施：1）加强油温、油压的监视调整，严格监视轴承金属温度及回油温度，发现异常应及时查找原因并消除。2）油系统各设备自动投入或备用可靠，并进

22、行严格的定期试验。运行中油泵或冷油器的投停切换应平稳严防断油。3）防止汽轮机进水、大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏。4）发电机转子应可靠接地。5）交流辅助油泵（TOP）、直流事故油泵（EOP）的联锁应非常可靠、定值正确。6）机组运行过程中，主油箱油位应正常，润滑油温维持在3845。盘车状态下，密封油系统必须保证可靠、连续运行20. 叶片损坏？答：主要危害：造成汽轮机动静碰磨、运行工况恶化、转子质量不平衡发生振动。现象：1）机组振动突增或剧烈振动；2）机内有清晰的金属撞击声或盘车状态时有摩擦声；3）监视段压力升高，轴向位移、推力轴承瓦块温度或某抽汽段压力发生异常变化；4）凝结水硬度增大，导电度增

23、大，凝汽器水位升高。处理：1）汽机运行中发生叶片损坏时，上述现象不一定同时出现，为了保证机组安全，当机内有清晰的金属撞击声或机组通流部分有异常声音并伴有剧烈振动时，应破坏真空紧急停机。2）正常运行中如发现调节级或某级抽汽压力异常，应立即进行综合分析，如伴有相同工况下负荷下降，轴向位移、推力瓦块温度有明显变化，或相应轴承振动有明显增加时，应尽快汇报，申请减负荷停机。3）汽轮机低压叶片断裂打破凝汽器钢管，凝结水硬度、导电度上升，但机组无异音，振动无明显增大，应按以下方法进行处理： a）凝结器水位上升，则启动备用凝结水泵；b）凝结水硬度上升较小，未超标，应汇报值长对凝汽器半边隔离堵漏。预防措施：1）

24、严防汽轮机超速及水冲击。2）控制汽轮机在规定的参数、负荷下运行，防止低汽温、低真空或过高真空、过高过低频率及超负荷运行。3）加强汽、水质量的监督，保证汽水品质。4）重视汽轮机停机后的保养。5）定期进行叶片测频及探伤。21. 大轴弯曲？答：主要危害：引起汽轮机强烈振动或动静摩擦，严重时导致汽轮机损坏。现象：1）汽轮机转子偏心原始值0.02mm，连续盘车4h不能恢复正常值。2）临界转速振动显著增大。 原因：1）汽轮机发生强烈振动或动静部分碰磨；2）运行中进水，特别是开、停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或进冷汽；3）转子静止后在高温情况下长时间不投运盘车；4）上、下缸温差过大造成热弯曲。处理：冲

25、转时确认大轴弯曲时应立即停机，未查明原因并消除不得再次启动。若盘车状态时确认大轴弯曲应立即检查隔断相关汽水系统，加强疏水与闷缸，进行连续盘车直轴，直到晃动度恢复正常为止。预防措施：1）应记录机组启停全过程中的主要参数和状态，停机后定时记录汽缸金属温度、上下缸温差、大轴偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组汽缸金属温度低于150盘车停运，发现异常及时处理。2）汽轮机启动前必须符合启动条件，否则禁止启动。3）严格执行盘车投退的有关规定。 4）机组振动超过规定值，应立即打闸停机。5）机组启动特别是热态时投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽、后抽真空。若已投入轴封系统供汽而盘

26、车中断时，应立即停止轴封供汽。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，以使供汽温度与金属温度相匹配。供汽管道、轴封汽管路要充分暖管疏水，防止水或冷汽进入汽轮机。6）机组在启、停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，并保持一定的蒸汽过热度，要避免汽温大幅度直线变化。 7）停机后应认真监视凝汽器水位、加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水、进冷汽。停机后检查与机组有关的汽水公用系统，做好其隔离工作。8）要尽可能避免在缸温较高时进行打水压试验，如因需要必须进行时，在切实做好隔离措施的前提下机侧应特别注意监视汽缸温度的变化、尤其调节级温度的变化情况。发现汽缸温

27、度降低或上下缸温差增大时，要立即停止升压并查找原因。22. 汽轮机进水？答：主要危害：引起汽缸严重变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲。主要特征：1）主蒸汽或再热蒸汽温度指示急骤下降；2）严重进冷汽冷水时，主汽阀、调阀的阀杆、阀盖、法兰处、汽机轴封部、汽缸接合面等将冒出白色蒸汽；3）上、下缸温差明显增大；4）缸胀、胀差、轴向位移变化明显，汽缸及转子金属温度急剧下降，差胀向负的方向发展；5）推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高；6）汽轮机振动增大，内部声音异常；7）蒸汽管道发生振动；8）凝汽器、加热器和除氧器出现满水；9）盘车状态下盘车电流增大。 原因：1）主、再热蒸汽温度失控或减温水量过

28、大造成蒸汽带水。2）给水失控，启动分离器满水。3）加热器、除氧器或凝汽器满水倒灌进入汽轮机。4）轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。5）负荷急剧降低，导致主再热温度下降较快。6）停机后锅炉打水压时造成汽缸进水。 处理及预防：1）运行中主、再热蒸汽温调整，避免温度大幅度变化，保证蒸汽过热度。机组因汽温突降停机时，加强管道及缸体疏水。 2）汽轮机盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上、下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流的监视。3）停机后加强对凝汽器、加热器和除氧器水位的监视调整严禁满水。运行中发现加热器水位不正常升高时，应立即关闭其抽汽逆止门、电

29、动门，退出该加热器运行。4）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车，加强疏水。5）启动过程中，汽封系统供汽前，必须保证其管道、联箱暖体、疏水充分；及时检查疏水系统工作情况，确保主、再热蒸汽管道疏水充分、畅通。6）机组滑停过程中，必须坚持先降压后降温，并保持各阶段足够的过热度。7）停机后，及时检查关闭各处减温水门。23. 负荷骤变？答：主要危害：易造成汽轮机轴向推力急剧变化，严重时造成推力瓦或通流部分磨损。现象：1）负荷指示突变；2）调节汽门开度变化较大；3）调节级压力及各段抽汽压力变化较大；4）机组声音异常。原因：1）电网频率变化，发电机振荡或失步；2）控制回路故障；3）调节系统故障

30、；4）旁路误动，高低加突然解列或锅炉工况异常；5）高中压主汽门、调门任一突关；6）辅机故障，RB动作。 处理：1）根据表计的指示和其它现象，分析查明原因，及时处理。2）若电网频率变化引起负荷骤变，应使机组负荷不超过最大负荷。3）如控制回路故障，引起负荷骤变晃动，应将汽机控制方式切至手动，联系热工人员检查。4）如调节系统工作失常，引起负荷骤变，应联系检修人员设法消除，如不能立即消除，或机组不能维持正常运行时，应果断打闸停机。5）负荷骤降，抽汽压力不能满足小汽机、除氧器用汽需要时，应检查确认其备用汽源（指辅汽联箱）切换正常。6）机组负荷骤变时，应加强监视调整除氧器水位、压力、凝汽器水位、轴封系统等

31、正常。7）检查各支持轴承、推力轴承金属温度、回油温度、轴向位移、差胀、振动等正常。8）如高、低旁误动应立即关闭，联系热工查明原因。9）若辅机故障，按照RB动作处理。24. 凝汽器真空下降？答：现象：1）真空指示下降，低压缸排汽温度升高；2）轴向位移增大；3）主蒸汽流量增大（维持机组负荷不变时）。原因：1）循环水中断或水量不足。2）循环水入口温度升高。3）真空系统泄漏。4）凝汽器水位高。5）轴封供汽不足或中断。6）真空泵组异常，真空泵跳闸或真空泵分离器水温、水位过高。7）防进水保护误动或凝汽器附加热负荷过大。8）真空破坏门误动或真空破坏门水封异常。9）低压缸安全门薄膜、小机排汽安全阀破损。 10

32、）小机真空系统泄漏。处理：1）发现真空下降，应首先核对有关表计并迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。2）启动备用真空泵及备用循环水泵、提高轴封供汽压力，如真空继续下降至87 kPa以下时，应联系值长机组开始减负荷维持真空在80.3kPa以上（最低75kPa），减负荷速率视真空下降的速度决定。3）检查低压缸安全阀薄膜、小机排汽安全阀有无破损。4）如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至75kPa时，应汇报值长立即故障停机，关闭高、低旁路，主、再热蒸汽管道所有疏水严禁开启。5）真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。6）注意低压缸排汽温度的变化，达到47时，低

33、压缸喷水开始投入，80报警喷水阀全开，继续上升到107时，保护动作跳机，否则应汇报值长立即故障停机。 事故处理过程中，应密切监视下列各项：1）各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。 2）倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变化。25. 循环水中断？答：现象：1）凝汽器真空急剧下降；2）循环水母管压力降低或到零；原因：1）循环水泵跳闸；2）凝汽器入口滤网严重堵塞；3）循环水泵出口蝶阀误关，备用泵出口蝶阀误开；4）凝汽器循环水出、入口门误关。处理：循环水泵跳闸查跳闸泵出口蝶阀已联关，有备用泵时应立即启动备用泵查备用泵出口蝶阀已联开，否则立即手动打开。

34、无备用时，应检查并确认跳闸泵的电气及机械部分无异常后，可强合一次跳闸泵。若强合不成功，循环水中断机组跳闸，在处理期间应特别注意以下几个方面： 1）检查关闭所有通向凝汽器的热疏水，包括蒸汽管道、高低压加热器疏水、除氧器溢流放水、汽轮机本体疏水、抽汽管道疏水；2）循环水不能立即恢复时，冷却水系统应切换为补充水供，检查汽机、锅炉主辅机油温、水温正常；3）厂用电恢复后，先向凝汽器注水，待低压缸排汽温度下降至50以下时，启动循环水泵，向凝汽器通循环水，应注意对凝结水硬度的监视；4）检查低压缸安全阀薄膜、小机排汽安全阀有无破损；5）平板滤网堵塞，应联系检修立即清理滤网；6）就地检查循泵出口蝶阀控制油站，解

35、决出口蝶阀误动；7）凝汽器循环水出、入口门误关，应立即开启；8）循环水中断后，若凝结水泵运行正常，注意检查低负荷喷水、凝结水再循环投入，控制汽轮机排汽温度。26. 轴向位移增大？答：主要危害：推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分碰磨。现象：1）DCS上显示轴向位移大；2）推力瓦温度升高，回油温度升高；3）机组胀差也相应变化；4）振动增大。原因：1）负荷或蒸汽流量变化大；2）抽汽运行方式变化，使抽汽压差增大；3）叶片结垢、断落；4）汽轮机水冲击；5）蒸汽压力、温度下降而负荷未变；6）凝结器真空下降；7）推力瓦块断油、磨损；8）加热器突然解列；9）再热器超压；10）高旁严重漏汽，造成高排压力升高

36、；11）中联门误关或节流。处理：1）负荷或进汽量骤变，应迅速稳定蒸汽参数，最高不超过高限；2）机组负荷未变而轴向位移增大，应检查推力轴承金属温度、回油温度、差胀、振动是否正常；3）轴向位移增大，应立即汇报值长，请求减负荷，使轴向位移恢复正常；4）机组轴向位移增大并伴有异音，剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机；5）轴向位移增大至： 1.2mm或1.65mm时汽机应自动跳闸，否则，应手动破坏真空紧急停机；6）推力轴承断油，推力瓦块磨损或其它原因引起轴向位移增大达到机组跳闸值或推力轴承金属温度升高至110，应破坏真空紧急停机；7）若是真空下降，应根据真空带负荷；8）若是中联阀误关或节流，应联系维护人员

37、检查处理。27. 发电机着火及氢气系统爆炸？答：现象：1）发电机铁芯、线圈温度急剧上升；2）定子冷却水出口温度升高；3）发电机出口风温升高；4）有绝缘材料焦臭味；5）发电机内部出现剧烈的爆炸声响；6）发电机内部氢压升高，表计损坏；7）机组振动增大。 原因：1）发电机漏氢并遇有明火； 2）发电机氢纯度下降，含氧量超标达到临界点以上，同时，机械部分碰摩产生火花。处理1）如发电机着火或氢气爆炸时，应立即破坏真空紧急停机，并进行排氢，开启置换盘氢气置换阀，置换CO2，置换过程中发电机内压力0.02MPa。在机内氢气未排空之前，应保持密封油系统运行；在发电机未扑灭火以前，应维持转速在300500r/mi

38、n，严禁静止；2）为避免发电机灭火时，由于一侧过热，使转子弯曲，在发电机转子完全静止后，应尽快投入连续盘车或间断盘车。28. 发电机进油、水？答：现象1）DCS画面上油水检测仪“泄漏”报警；2）就地检漏装置显示有油或水；3）主油箱油位降低。原因1）发电机密封油油氢差压阀故障，导致油氢压差过大；2）发电机密封油密封瓦间隙异常增大；3）密封油氢侧浮子油箱油位高；4）发电机密封油回油不畅；5）发电机氢压过低；6）补氢速度过快；7）发电机氢气冷却器泄漏。处理1）汽轮机在启动或正常运行中，当出现发电机泄漏报警应立即检查发电机油氢压差阀调节状态是否正常，如不正常进行手动调节，然后再进一步分析原因；2）就地

39、及时排污，若发电机氢压过低应及时进行补氢，控制好补氢速度；3）严密监视发电机氢纯度是否合格，不合格应及时进行排补氢气；4）如发电机发电机氢气冷却器严重泄漏应紧急停机29. 辅机启动前检查？答：1）工作票已终结，安全措施及安全标示牌、警告牌已拆除。2）有关热控仪表的一、二次隔离阀开启，相应的试验阀、排污阀关闭。3）热控仪表送电，表计指示正确，联锁及保护装置静态校验正常，电动阀、气动阀、调节阀校验完好。4）气动阀控制气源隔离阀已开启，气动阀控制气源压力正常。5）DCS上有关设备及阀门状态指示正确，电动阀送电，并经开、关试验正常，所有报警信号正确。6）检查辅机电机接线完整，电机和电缆接地线牢固，电机

40、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。7）转机的轴承油位在1/32/3之间，油质合格。8）确认各阀门状态处于启动前位置，排尽有关系统、泵体的空气。9）辅机冷却水进水阀全开，靠调节阀调节冷却水量。10）测量各转机电机绝缘，合格后送电。30. 辅机启动后的检查项目？答：1）电机电流、进出口压力、流量以及进口滤网差压正常。2）冷却水供应正常，轴承温度、电机线圈温度正常。3）确认其联锁及有关调节系统正常。4）备用泵逆止阀严密，无倒转现象。5）倾听其本体及电机各部无异常摩

41、擦声。6）各部位振动符合规定。7）确认系统无泄漏。8）转动设备启动后跳闸，在跳闸原因未查清并得到处理前禁止设备强制启动。9）检查各轴承温度正常。31. 辅机发生下述任一情况时，应立即停用故障辅机？答：1）发生威胁人身及设备安全的紧急情况。2）辅机发生强烈振动，串轴或内部发生冲击，动静摩擦时。3）电动机所带机械损坏至危险程度，难以维持运行时。4）电动机着火或冒烟。5）电动机启动调节装置内出现火花及冒烟着火。6）电动机电流突然超限且不能恢复。7）轴承冒烟或温度急剧上升超过规定值。8）发生水、火灾威胁辅机安全。9）运行参数超过保护定值而保护拒动。32. 辅机发生下列任一情况时，应先启动备用辅机，再停

42、运故障辅机？答：1）离心泵汽化、不打水或风机出力不足。2）轴承冒烟或系统管道大量泄漏，经调整无效。3）电动机或启动装置内出现火花或轻微冒烟。4）轴承温度或线圈温度异常升高，且达到最高允许值但还未跳闸。5）电动机电流超过正常运行的数值，采取有关措施无效。6）出现较大的振动、串轴。7）电动机有异音或绝缘烧焦的气味。8）辅机的冷却系统发生故障，温度持续上升。9）直流电动机整流子产生的火花达到3级（即全部电刷均产生了强烈火花，但极间尚未短路）。33. 凝结水泵的隔离？答：1）退出该泵联锁严密关闭凝结水泵出口门。2）严密关闭该凝结水泵进口门。3）关闭凝结水泵抽空气门。4）关闭凝结水泵密封水及冷却水门，注

43、意凝汽器真空及运行泵运行情况。5）该凝结水泵电机停电，进、出口电动门停电。6）检查确认该泵已与系统隔离，开启凝结水泵进口滤网放水。34. 凝结水泵检修后的投入？答：1）确认检修工作完毕、安全措施拆除，周围无防碍运行的杂物。2）关闭凝泵入口滤网放水门、放空气门。3）开启密封水及冷却水门，投入凝泵密封水。4）凝结水泵电机及进、出口电动门送电。5）缓慢开启凝结水泵泵体至凝汽器抽空气门，注意凝汽器真空及运行泵均应正常。6）开启凝结水泵进口门。7）检查轴承油位已正常。8）根据情况启动凝泵运行，出口门联开，查凝结水泵运行正常。35. 凝结水泵汽蚀？答：1）现象：a）电流下降并摆动；b）凝结水泵出口压力下降

44、并摆动，凝结水流量下降，除氧器水位可能下降。2）原因：a）高压凝汽器水位低；b）密封水压力低；c）凝结水泵入口滤网堵塞；d）泵内积空气或抽空气管堵塞或凝结水泵系统漏空气；e）凝结水温度过高。3）处理：a）立即到现场检查倾听是否有异音；b）检查调整凝结水泵密封水压力；c）发现凝结水泵入口滤网堵塞，应先切换为备用泵后，再停原运行泵，联系检修人员进行处理，并做好隔离措施以防影响运行凝结水泵的正常工作及凝汽器真空；d）如果因凝汽器水位引起凝结水泵汽蚀，则应迅速联系化学启动无盐水泵补水至正常水位。同时应加强凝结水泵运行检查，汽蚀严重时应启动备用泵，停止汽蚀泵；e）如果由于系统漏空气及其它原因引起凝结水泵

45、汽蚀，应立即启动备用泵，停止并隔离汽蚀泵，以防影响运行凝泵的正常工作；f）机组启动过程 ，当361阀开启时，应注意高压凝汽器疏水扩容器温度及凝结水温度的变化，及时开大疏扩减温水门，控制凝结水泵入口温度小于50。36. 凝结水水质要求？答： 72h内凝结水水质超过：凝结水硬度0mol/l、氢电导率0.2s/cm； 24h内凝结水水质超过：凝结水硬度0mol/l、氢电导率0.2s/cm； 4h内凝结水水质超过：凝结水硬度0mol/l、氢电导率0.2s/cm； 凝结水硬度2.0mol/l，值长应立即汇报生产副总经理，申请停机处理。37. 高加正常运行中解列？答：a）在保证疏水逐级自流的情况下，顺序缓

46、慢关闭各段抽汽电动门，当#3高加汽侧压力低于除氧器压力0.20.3MPa时，#3高加疏水走事故疏水，疏水倒至疏扩，注意疏扩减温水投运。b）当#2高加疏水不能逐级自流时，关闭#2高加至#3高加疏水调节门，用#2、#1高加事故疏水调节门调节#2、#1高加水位在正常范围内。c）#1、#2、#3高加汽侧逐台停用。逐渐关闭高加进汽门，注意高加出水温度温降率在1.5/分范围内，高加进汽电动门关闭后，关闭高加抽汽逆止门，检查抽汽逆止门前后疏水门自动开启。d）高加汽侧退出运行，注意给水温度变化对锅炉燃烧的影响。e）关闭至除氧器连续排气门。f）高加无水位后，关闭#1、2、3高加正常疏水电动阀、调节阀，关闭高加危

47、急疏水电动阀、调节阀，关闭高加进汽电动门前后疏水气动阀，缓慢开启有关管路放水阀。在开启放水阀的过程中，注意对凝汽器真空的影响（汽侧单独工作）。g）若高加钢管泄漏，关闭高加进出口电动阀，注意阀门关闭顺序，防止给水流量中断。h）在高加停运的过程中，应严格控制每分钟高加出口给水温度变化率1.5，最高温降率110/h。i）若加热器本体有检修工作，必须到壳体、管道温度50以下，压力降至零，向检修人员交待明确后，方可允许开工。j）高加长期停用，开启放水门，水侧需放干余水，汽侧需充氮气进行保养。38. 电动给水泵的启动？答：1）电泵注水、放气。a）开启前置泵泵体放气门，缓慢打开前置泵进水门至一定开度，从除氧

48、器水箱注水到电泵出口门，放去管路内气体，关闭放气门。注意在注水放气期间，除氧器给水箱水位保持正常。b）开足前置泵进水门。2）确认电动给水泵起动许可条件均已满足，将6kV母线电压控制到上限。3）启动电动给水泵，记录电流返回时间，待转速稳定后，检查电泵电流在正常范围内，就地检查电泵运行正常，各瓦回油、瓦温、油质、油位正常，各处振动、声音正常，根据给水母管压力开启电泵出口电动门。4）检查偶合器油箱油位是否正常，若油箱油位低应及时补油。5）润滑油压0.22MPa，辅助油泵应自动停止，否则手动停止辅助油泵，检查润滑油压力在0.220.30MPa，偶合器工作油压力0.2MPa（就地表计）左右。6）检查轴承

49、温度，电机线圈温度，工作油、润滑油温度在正常范围内。7）根据炉侧要求提高电泵转速，投入锅炉给水自动控制。8）当泵出口流量175t/h时，再循环调整门逐渐关闭。 9）联系化学投入给水AVT（加氨、联氨）运行方式，开启电泵进口取样门。10）根据需要，开启电泵中间抽头门。39. 电动给水泵的正常运行维护？答：1）检查泵组声音、振动正常。前置泵各轴承振动不超过0.05mm，主泵各轴承座处的振动不超过 0.05 mm，耦合器内各轴承振动不超过0.05mm，电动机轴承座振动不超过0.075 mm。2）润滑油压在0.220.30MPa左右，工作油压在0.2MPa左右。3）控制润滑油出口油温在3545之间；润

50、滑油滤网前后压差应0.06MPa，若0.06MPa应切换备用组油滤网运行，联系检修清洗。控制工作油冷油器出口油温在3570之间。4）投入电动机空气冷却器，监视电动机线圈温度110。5）检查中间抽头在开启位置。6）除氧器水位、压力正常，给水泵无汽化、无冲击现象。检查前置泵、给水泵入口滤网前后压差应0.06MPa。7）各轴承正常维护数据：a）前置泵、给水泵径向轴承温度 75b）推力轴承温度 75 c）偶合器径向轴承温度65d）电机轴承温度65 e）工作油冷油器进口温度 60110f）工作油冷油器出口温度 3575 g）润滑油冷油器进口温度 4565h）润滑油冷油器出口温度 35558）给水泵在允许

51、运行范围内，进出口压力、流量正常，电动机电流不超限。9）液力偶合器油箱油位、油质、油流正常。40. 双联滤油器的切换（润滑油、调节油滤网）？答：a）观察三通切换装置上的油流指向器，分清备用滤油器。b）关闭备用滤油器下部的排污阀，打开备用滤油器上的排气接头和油箱连接管路上的放气阀。c）打开三通切换装置上的压力平衡阀，备用滤油器壳体内开始充油。d）观察备用滤油器上排气接头和油箱连接管路上的窥视窗，当流出的全部为油时，表明备用滤油器壳体内已全部充满油（备用滤油器筒体温度均匀上升后），关闭放气阀。e）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，投入备用滤油器。f）关闭压力平衡阀。g）清扫解

52、列滤油器的滤芯。41. 汽动给水泵在下列情况下，应紧急停用汽动给水泵？答：1）汽动给水泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属摩擦声。2）任一轴承断油或冒烟。3）小机发生水冲击。4）高低压蒸汽管道或给水管道破裂威胁设备安全时。5）油系统着火且不能及时扑灭时。6）小汽轮机转速达到6300r/min，而超速保护拒动时。7）小汽轮机MEH调节系统故障不能维持运行时。8）油系统漏油严重或油质乳化严重，无法维持运行时。9）给水泵发生汽化。10）前置泵电机冒烟、着火。11）汽泵运行参数达到脱扣保护定值，保护未动作。42. 真空泵的运行方式？答：冬季时保持一台真空泵运行；春秋夏季保持二台真空泵运行，高低背压凝

53、汽器空气系统隔开。43. 真空泵运行中如何切换？答：1）检查备用真空泵处于良好备用状态。2）启动备用泵，若入口气动门未自动开启，观察真空泵入口压力正常后开启入口气动门。3）投入原运行泵“入口门试验”，关闭原运行泵入口气动门后停止该泵，注意真空不应下降，否则重新启动该泵。泵停稳后，退出“入口门试验”，将该泵投备用。44. 凝汽器真空下降的现象、原因、及处理？答：1）现象：a）DCS、就地各凝汽器真空指示下降。b）排汽温度升高，凝结水温度可能升高，凝结器端差增大。c）机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高。d）当凝汽器真空80.3kPa，或排汽温度80，报警发出。e） 联启备用真空泵。2）

54、原因：a）循环水泵工作失常或跳闸，循泵出口蝶阀开度减小或全关，凝汽器循环水进、出水阀被误关等致使循环水量减少或中断或循环水温上升；b）凝汽器钢管脏污；c）真空泵工作不正常或跳闸；d）真空破坏阀误开或未关严，真空系统管道和其它设备系统损坏或泄漏，真空系统阀门泄漏故障；e）轴封供汽压力降低，轴加水位及负压异常；f）凝汽器热井水位过高；g）大量热汽热水进入凝汽器；h）小机真空系统泄漏；i）大小机低压缸防爆门破裂。3）处理：a）发现凝汽器真空下降，应迅速核对各真空表指示，对比排汽温度上升情况，确认真空下降。b）真空下降时应立即启动备用真空泵后再查找真空下降的原因。c）检查凝泵密封水是否正常，凝泵是否漏空气；凝汽器水位是否过高。d）凝器真空下降至87kPa，备用真空泵自启，否则手动投入，真空如继续下降，应开始申请减负荷维持机组真空；若真空降至74.7kPa，跳机保护应动作，否则，手动打闸停机。e）真空下降过程中，应密切注意低压缸排汽温度，当排汽温度升高到47时，低缸喷水开始投入；到80，喷水阀全开，继续上升到107时，跳机保护动作停机。f）真空降到30kPa，小机跳闸，否则手动停机。g）对循环水系统进行下列检查：（1）循环水压力是否正常，若压力低检查循环水系统