火电厂汽机培训资料.

1、发电部汽机专业培训资料目录1、汽轮机本体运行知识学习考试资料 21.1 汽轮机本体系统运行知识考试卷1 21.2 汽轮机本体系统运行知识考试卷2 41.3 汽轮机本体系统运行知识考试卷3 61.4 汽轮机本体系统运行知识考试卷4 91. 5 汽轮机本体系统运行知识考试卷 5 112、汽轮机油系统运行知识学习考试资料 142.1 汽轮机油系统运行知识考试卷1 142.2 汽轮机油系统运行知识考试卷2 182.3 汽轮机油系统运行知识考试卷3 212.4 汽轮机油系统运行知识考试卷4 243 、汽轮机给水系统运行知识学习考试资料 283.1 汽轮机给水系统运行知识考试卷1 283.2 汽轮机给水系

2、统运行知识考试卷2 304、凝结水系统运行知识学习考试资料 334.1 汽轮机凝结水系统运行知识考试卷 1 335、真空系统运行知识学习考试资料 3511、汽轮机本体运行知识学习考试资料1.1 汽轮机本体系统运行知识考试卷 1一、填空题： (每题 3 分，计 48分)1、300MW机组汽轮机型号是 C330-16.67/0.981/538/538 ( N320-16.67/538/538 ),型式是亚临 界、中间再热式、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、抽汽供热式(亚临界、中间再热式、高 中压合缸、单轴、双缸双排汽、凝汽式) 。2、 300MW机组汽轮机额定给水温度是275.4 C( 274.8

3、C)。3、 300MW机组发电机冷却方式是水一氢一氢，额定氢压是0.31Mpa，氢气纯度是96%以上， 冷氢最高温度应低于 40 C，冷氢温度报警值是 V 40 C,> 50 C ；4、做电超速功能 ETS系统通道试验时，应联系 热控到现场，应检查 ETS试验盘所有的报警 灯都不亮；应在 ETS试验盘上按“进入试验”功能键进入试验方式，盘上该键指示灯亮；按 下“ 超速 1 ”超速通道，盘上“超速 1 ” 通道指示灯亮； 按一下“试验确认”键进行试验： 发出“ 电超速 CH1” 通道报警；按下“复位试验”按钮复置相应的动作通道；证实“电超速 CH1” 通道报警灯灭，按“退出试验”功能键退出

4、试验方式。“超速 2”、“超速 3” 通道试验方法同上。5、做高中压主汽门、 中压调门活动试验前， 应与值长联系并通知锅炉注意负荷变化， 将 DEH控制画面切至阀门控制画面“阀门试验”； 在伐门控制画面上按下主汽门“TV1”键；当TV1主汽门关小至90%开度时自动恢复全开，注意负荷及汽压变化。 按此方法做其他各门试验。6、 汽机启动状态划分：汽轮机第一级金属温度或中压叶片持环金属温度V121C，为冷态；汽轮机第一级金属温度或中压叶片持环金属温度121 C为热态。7、 锅炉点火后，当锅炉起压后，应逐渐开大辅汽联箱至除氧器进汽门，维持压力0.05MPa， 并注意除氧器不应振动。 然后将除氧器压力投

5、 “自动 ”，同时注意辅汽母管压力及 轴封 供汽 压力。8、 冲转条件满足后，应切除旁路系统，先关高压旁路,待再热蒸汽压力为 零,再关闭低压旁 路。应加强对汽包水位、蒸汽压力、过热蒸汽温度的监视、调整。9、 冷态启机过程中，当机组负荷75MW 时，应检查汽封调节门 自动关闭 ，机组轴封为 自密封，并关闭 轴封汽调整门 旁路门，启动一台前置泵暖泵，相应小机使用正常汽源暖管正常， 冲转。若高加未随机投入，则此时应依次投入3、 2、 1 号高加。10、 启机过程中，汽机转速在600rpm以下时，应对转子偏心度进行监视，其数值应V0.076mm，当大于此值，不允许汽机升速；汽机转速在600rpm以上时

6、，应对转子振动进行监视：报警值：0.125mm,跳机值：0.254mm。11、 正常运行时，主蒸汽与再热蒸汽温差应小于41.6 C,初负荷时允许再热汽温比主汽温低80C。主蒸汽或再热蒸汽两侧温差应小于138C，温差达416C，最长时间不超过15分钟并至少间隔 4小时。12、 汽轮机冲转前发电机内氢压应保持氢压正常,在冲转升速过程中 禁止 补氢。 正常运行时 密封油温应尽量保持在 35C45 C之间。最低不应低于 27C，最高不超过 49C。13、 机组滑参数停运过程中，机组负荷由240MW逐渐降低至200MW汽压降至12mpa汽温 450度，稳定运行20min,待调节级金属温度 410度后继续

7、下降。14、 滑参数停机过程中，降温速率小于 1C/min。密切注意汽机有无水击现象，过热蒸汽温 度过热度一般保持在 100 C左右，最低不低于50 C。第一级蒸汽温度及第一级金属温度温差 在2040C。15、 不破坏真空故障停机的条件主要有：DEH工作失常，汽机不能控制转速或负荷；主、再热蒸汽管道，给水管道或其它压力部件破裂机组无法运行时；主蒸汽压力升高，汽机TV 前主汽压力至21.7Mpa;主、再热蒸汽温度升高至 565.5 C以上；主、再热汽温在10分钟内突 降50C；凝汽器真空低至81.4k Pa,经减负荷到零仍不能恢复；发电机定子线圈冷却水中断30秒后不能恢复或定子冷却水出口水温达8

8、5C ;励磁机冒烟，着火；炉跳机或电跳机联锁保护拒动时；低压缸排汽温度高达121 C连续运行15分钟；高、中压主汽门前两侧温差达42C且运行时间达15分钟，或大于42C;主、再热蒸汽满负荷时温差达 42C，或机组接近 空载运行时温差达 83C ;高、中压缸上、下温差达56C，知短时间内不能查明原因时；发生威胁人身生命安全时。16、 氢气系统着火，若氢系统因漏氢引起着火时，应设法阻止漏氢，并用CO2灭火，若着火点在氢气系统的管道上，应立即 切断气源 ，降低氢气压力；若发电机内氢气着火或爆炸时， 应紧急停机，并向发电机内充入CO2排出氢气，在发电机灭火过程中应保持其10%的额定转速。二、问答题(每

9、题 10 分，计 20 分)1、汽轮机严重超速时的现象有哪些？如何处理？一、现象(1) 、汽轮机发生不正常的声音。(2) 、汽轮机转速超过 3300r/min 仍继续上升。(3) 、一般情况下机组负荷突然到零。(4) 、机组振动增大。(5) 、 103%、 110%超速保护和危急保安器不动作或者已动作但主汽门、调速汽门卡涩未关严。二、处理(1 )、立即按下汽轮机紧急跳闸按钮或手动危急遮断装置进行紧急停机。(2) 、检查并确认汽机 TV、GV IV、RV及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，若未关严 应设法关严。(3) 、停止真空泵运行，开启真空破坏门。( 4)、汽机转速下降时启动交流润滑油泵，检

10、查油压正常。(5) 、手动强制关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门。(6) 、仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。(7) 、对机组进行全面检查，并查明原因，待缺陷消除后方可重新启动。(8) 、必须进行危急保安器升速试验及电超速保护试验，合格后方可并网。2、汽轮机轴向位移增大的现象有哪些？机组发生轴向位移增大有哪些原因？一、现象：(1 )、BTG盘“轴向位移大”声光报警( 2)、 TSI 盘灯光报警。(3) 、 DEH、 TSI 轴向位移指示增大。( 4)、汽轮机推力瓦温度上升。二、原因：(1 )、机组负荷、蒸汽参数或流量骤变。( 2) 、汽轮机发生水冲击。（3）、推力瓦磨损。（4）、叶片结

11、垢严重或断落。（5）、凝汽器真空变化。（6）、平衡鼓、汽封片磨损。（7）、机组过负荷。（8）、汽轮机发生强烈振动使平衡鼓汽封片磨损严重，失去平衡作用。三、填写操作票（ 16 分）：1、3号机组汽轮机 OPC 超速试验操作票四、背画系统图（ 16 分）1、5 号机主蒸汽系统图1.2 汽轮机本体系统运行知识考试卷 2一、填空题：（每题 3 分,计 48 分）1、300MW几组汽轮机额定功率是 330MW （ 320MW ）,最大设计功率 333.2MW （ 334.2MW ）, 最大保证功率是 327MW （327MW）。2、 300MW机组汽轮机额定背压是 4.9 kPa,汽机报警背压是16.9

12、kPa,允许运行的最大背压是18.6kPa,汽机跳闸背压是 20.3kPa。3、 做真空严密性试验时，应检查机组运行正常，负荷在240MW真空0.0913MPa稳定，并记录试验前负荷、凝汽器真空、 排汽温度 及大气压力；检查一台真空泵运行正常后,缓慢关 闭真空泵入口蝶阀前手动门,密切监视真空下降趋势；真空泵入口蝶阀前手动门全关30 秒后开始每隔半分钟记录一次凝汽器真空值； 持续 8 分钟后开启真空泵入口蝶阀前手动门, 取 后 5 分钟真空下降值,求得真空下降平均值,与评价标准比较。试验期间凝汽器真空应0.087 Mpa真空严密性的评价标准 ：优良0.1 kPa/min，合格0.27kPa/mi

13、n。4、 做润滑油压低停机保护试验时，应开启交流润滑油泵及密封油备用泵，开启EH油泵；应联系热控解除低真空，MFT等保护；应检查 ETS无报警；挂闸后，应检查中压主汽门开启；检查打开润滑油压低跳闸试验块进油门； 缓慢开启试验块 63-1/LBO 与 63-3/LBO 通道泄油门；当试验块上1、3通道油压下降至 0.07 MPa及0.048 MPa时，ETS盘“润滑油压 CH1'及“润 滑油压CH3报警灯亮；缓慢开启试验块 63-2/LBO与63-4/LBO通道泄油门；当试验块上2、 4通道油压降至0.048 MPa时，ETS盘“润滑油压 CH2及“润滑油压 CH4'报警灯亮；检

14、查 AST电磁阀失电，机跳闸。ETS盘，首出遮断信号“ LBO（润滑油）”报警灯亮。关闭试验块泄油门，检查试验块上油压表压力恢复正常，各报警灯应息灭，复位ETS盘，试验结束，将系统恢复到试验前状态。5、 在下列情况下应进行主汽门、调速汽门严密性试验：机组大修前、后；甩负荷 前； 超速 试验前；运行中每年一次主汽门、调速汽门严密性试验。6、机组启动方式选择：锅炉、汽轮机均处于冷态时,机组按冷态启动方式启动,进入汽轮机的过热蒸汽至少有 56C的过热度，但其最高温度不得超过 426C,主汽门前蒸汽的压力和温度应满足厂家提供的“主汽门前启动蒸汽参数”曲线要求。7、锅炉点火后,当锅炉起压后,需向轴封送汽

15、：应检查轴封系统符合启动条件,确认轴封疏水门 , 稍开辅汽供轴封调整门轴封系, 检查轴封加热器汽水侧正常,检查121.1 176.7 C 之间，且有 13.8 C 的供汽母管蒸汽压力、温度正常。全开轴封系统的所有 统暖管疏水；充分疏水后,投入轴封系统,启轴封风机 轴封减温水正常,低加轴封减温器后蒸汽温度控制在 过热度。8、汽机冲转过程中,转速达600r/min , “进行”灯灭,应进行全面检查,主要要检查：倾听机组声音正常，必要时可脱扣进行磨擦检查；转子偏心度稳定并不大于0.076mm;低压缸喷水阀应 自动打开 ；确认 BTG 盘无声光报警；确认 TSI 盘上“报警”和“脱扣”均不亮； 检查密

16、封油系统工作正常；各支持轴承金属温度应 107 C，推力轴承温度99C,各轴承的回油温度77 C;润滑油冷却器出口油温在 40 C左右，润滑油压力正常；检查各参数符合表“启 动及运行中控制数据” 的要求， 若各参数超限或接近限值并有上升趋势或不稳定时， 禁止升 速。9、 冷态启机过程中，当机组负荷达90MW，冷再压力达1.2MPa时，应开启冷再至辅汽母 管进汽门，退出邻机供汽。当给水量30%时，检查除氧器水位控制自动由 单冲量切至三冲 量；当给水量35%，检查汽包水位控制自动由 单冲量切至三冲量。10、启机过程中， 发生下列情况之一， 应立即打闸停机， 严禁强行通过临界转速或降速暖机：机组起动

17、过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm ;机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过 0.10mm。11、 正常运行时，发电机额定冷氢温度为46C，最低为40C,当温度达到50C时报警，若氢温偏高或偏低，则应调整氢冷却器出水门的开度。氢冷却器最高进水温度为35C，各冷却器冷氢温差不得大于2 C,若偏差大时，应调整各氢冷却器出水分路阀门。当局部氢冷却器停运时，冷氢最高允许温度为48C。正常运行应调整氢冷却器出水门控制氢温，发电机定子冷却水进水控制压力。12、 停机过程中，当机组减负荷由50%至机组解列时，应将机组运行方式选择为“ BF'的运行方式，将目标负荷指令按阶段逐渐手动

18、设定目标负荷90MVV负荷变化率和过热蒸汽压力变化率保持原设定不变，按阶段逐渐手动设定过热蒸汽压力目标值7.4MPa。当机组负荷降至100MW寸，将锅炉主控切至 手动，机组以 “TF”方式运行，逐渐降低给煤量。13、 机组滑参数停运过程中，机组负荷由 200MW逐渐降低至180MW汽压降至11mpa汽温 410度，稳定运行20min,待调节级金属温度 370度后继续下降；机组负荷由 180MW逐渐降 低至150MW汽压降至9.5mpa，汽温380度，稳定运行20min，待调节级金属温度达到 350 度后继续下降；期间退出脱硫，电除尘。14、汽机停机一周内保养主要项目有： 开启放水门放尽凝汽器热

19、井存水； 隔绝一切可能进入汽机内部的汽水系统；所有的抽汽管道、 主蒸汽、 再热蒸汽及本体 疏水阀 均在开启位置；除 氧器采用辅汽加热保养，除氧器蒸汽压力保持0.041 Mpa高压加热器水侧 充联氨保养，汽侧湿储存保养；低压加热器汽、水侧及凝汽器疏水扩容器存水放尽。15、 机组停炉不停机安全运行的技术措施中明确，主、再热汽温10min之内下降50C，立即打闸停机；汽轮机上/下缸温差增大超过56C，立即打闸停机；汽轮机发生水冲击，或任一主汽门、调节门冒白汽时，立即打闸停机；主蒸汽过热度低于50C，立即打闸停机；炉侧过热器出口温度低于440 C机侧主汽温低于 450 C,立即打闸停机；汽轮机发生强烈

20、振动或汽轮机内部有明显的金属摩擦声,立即打闸停机；汽轮机平衡盘推力瓦金属温度达到107C，立即打闸停机；发电机出现 逆功率且达到逆功率保护动作定值而保护拒动，立即打 闸停机, 解列发电机组； 发电机出现逆功率而未达到保护动作定值, 但发电机连续逆功率运 行时间达到 3 分钟,仍无法消除时打闸停机；16、 发现凝汽器真空降落应将各画面真空指示相对照,并对照 排汽温度 ,查明真空确实降落时,应检查原因,主要检查方向有：循环水泵故障,循环水量减少,循环水中断；凝汽器热水井水位高 ；轴封系统工作不正常； 真空泵故障或真空泵分离器水位过高、 过低； 真空系统 泄漏； 小汽机轴封系统异常； 补水箱水位过低

21、 ；旁路系统调整不当或误动作；真空破坏门误 开。二、问答题（每题 10 分,计 20 分）1 、水冲击的主要现象有哪些？发生水冲击有哪些原因？一、现象(1) 、主、再热蒸汽温度和汽缸温度急剧下降，汽缸上、下缸温差急剧增大，DEH 及 CRT报警。(2) 、TSI和DEH的CRT上显示汽机轴向位移、胀差、振动指示增大，TSI盘报警。( 3)、推力轴承回油温度和金属温度升高。( 4) 、清楚地听到汽轮机内部，主、再热蒸汽管道，抽汽管道内有水击声和金属躁声。( 5)、主、再热蒸汽管道，抽汽管道振动；管道法兰、阀门密封环、汽缸结合面、轴封等 处有白色蒸汽冒出。( 6)、汽轮发电机组声音有明显变化。二、

22、原因( 1)、汽包满水。( 2) 、锅炉调整不当。( 3 )、过热器或再热器减温水失控。( 4 )、加热器满水且保护失灵或逆止门关闭不严密。( 5)、机组负荷突增，造成锅炉汽水共腾。( 6 )、高、中压缸疏水不畅。( 7 )、高压旁路减温水控制阀不严，内漏。2、汽轮机轴向位移增大后如何进行处理？(1) 、发现轴向位移增大，应立即检查推力轴承温度、回油温度、胀差、振动等变化情况； 并汇报值长要求降低负荷，联系热工检查轴向位移是否正确。(2) 、若轴向位移增大到报警值，或推力瓦块温度达90 C时，应查找原因并立即减负荷直 至推力瓦块温度不再上升为止。(3) 、若推力瓦块温度急剧升高并超过95 C且

23、回油温度明显升高，应紧急停机。(4) 、迅速查明是否由上述原因引起，能消除的应尽快消除；(5) 、如机组轴向位移变化的同时，并伴有不正常声音、 剧烈振动或有明显的水冲击迹象， 应按紧急停机处理；(6) 、当轴向位移达故障跳闸值而保护不动时，应立即手动打闸，破坏真空紧急停机。三、填写操作票( 16 分)：1、 3 号机组汽轮机 DEH 110%超速试验操作票四、背画系统图( 16 分)1 、 5 号机再热蒸汽系统图1.3 汽轮机本体系统运行知识考试卷 3一、填空题： (每题 3分，计 48分)1、 300MW机组汽轮机主汽门前蒸汽额定压力是16.67MPa,最高允许压力17.5MPa；主汽门 前

24、蒸汽额定温度是 538 C，最高允许温度551 C，最低允许温度 505C ;主蒸汽额定流量是 912t/h(909.3t/h)。2、 做凝汽器灌水找漏试验时,应检查A、 B 循环水泵停运,并停电；循环水泵出口母管联络门(两个)关闭并停电；应检查关闭A、B凝结水泵泵体 放水门；检查开启 A、B侧凝汽器水室放水门、放空气门,放完水联系检修打开A、 B 凝汽器水室人孔门；检查关闭凝汽器至A、B真空泵抽空气门；开启凝汽器补水前、后隔离门；检查除盐水箱水位正常，开启凝 结水输送泵, 开启凝汽器补水调整门； 检查关闭凝汽器汽室放水门, 若缸温较高应关闭高排 通风阀及高排逆止门疏水；注意凝汽器水位的监视，

25、高中压缸上、下温差应控制在35C,最大不超过50 C，否则停止进水；待凝汽器灌水至规定水位后，联系检修并根据需要停凝 结水输送泵,关闭凝汽器补水隔离门和调整门(注意水位监视)；配合检修人员进行凝汽器铜管、 负压系统找漏工作；灌水找漏工作结束，若凝汽器水质合格应将水打入除氧器。凝汽器灌水找漏试验时，高压缸第一级金属温度或中压持环温度应小于200 C，否则应有措施，并且根据需要对凝汽器进行支撑。3、做 EH 油压低停机保护试验时，应开启 交流润滑 油泵，开启一台 EH 油泵；应联系热控 解除低真空、 MFT 等保护；应检查 ETS 无报警；挂闸后，应检查中压主汽门开启，应检查 打开 EH 油压低跳

26、闸试验块进油门，缓慢开启试验块 63-1/LP 与 63-3/LP 通道泄油门；当试 验块上1、3通道油压降至 9.31MPa时ETS盘“ EH油压CH1 ”及“ EH油压CH3 ”报警灯 亮；缓慢开启试验块 63-2/LP与63-4/LP通道泄油门；当试验块上2、4通道油压降至9.31 MPa 时ETS盘“EH油压CH2及“ EH油压CH4报警灯亮；检查 AST四只电磁阀失电，机跳闸； ETS盘，首出遮断信号是“ LP( EH油压)”报警灯亮。4、 做汽轮机主汽门、调门严密性试验时，应将汽机转速升至3000r/min ；检查所有设备运行正常，油系统运行正常，主汽压力至额定值；将DEH控制盘切

27、至“手动”；DEH画面切至阀门控制画面；DEH控制盘按“主汽门减”，观察主汽门关闭；按“调门增”键，开完调门； 记录转速最后下降稳定的转速值；若转速下降至额定转速 三分之一以下( 1000r/min ) ，即 为严密性试验合格；试验结束手动关调门，开完主汽门，重新升速至3000r/min ；手动将调门关完；记录转速稳定停留值；若转速下降至 1000r/min 以下 ，严密性试验合格。5、机组启动方式选择：锅炉、汽轮机均处于热态时，机组按热态启动方式启动，根据汽轮机要求控制过热蒸汽温度，进入汽轮机的过热蒸汽至少有56C的过热度，满足“热态启动曲线”要求。并根据高压第一级金属温度和“热态启动曲线”

28、决定升速率和5%负荷暖机时间。6、当锅炉汽包压力达 0.2MPa时，应关闭再热器空气门、对空排气门和高低压旁路门；应关 闭真空破坏 门，启动两台真空泵，开启 真空泵入口空气 门，主机开始抽真空。7、 汽机冲转过程中，转速至给定值2950r/min 时，进行转速保持。确认蒸汽室内表面温度至少等于 主蒸汽 压力下的饱和温度，进行阀切换：按下“ 调节阀控制 ”键，在 CRT 上观察 高压调节汽阀由全开位置关下，高压主汽阀逐渐全开，TV/GV切换时间2分钟，转速变化在± 30r/min 范围内，调节阀控制转速在 2950r/min 并稳定。8、 冷态启机过程中，机组继续升负荷由50% ECR

29、至 60% ECR将负荷指令设定至 180MW,负荷变化率保持3MW/min应将机组控制方式投入“BF'控制方式。9、机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于 4h 才能再次起动，严禁盲目起动。汽轮机打闸 后，在惰走过程中不允许转速在300rpm以下挂闸，待转速到 0盘车投入正常后再重新挂闸冲转，防止烧瓦。10、 正常运行时，发电机内氢气压力降低时，应查明原因并及时补氢， 不得用降低氢气压力 作为减少漏氢并维持长期运行的手段。氢气纯度低于 96%或含氧量大于 1.2%时应排污，并 补充新鲜氢气。额定氢压为0.3

30、1Mpa，最高为0.41Mpa，最低为0.035Mpa。在最低氢压 0.035Mpa时的出力 为 100MVA 。11、 停机过程中，转速 1000r/min,检查两台 顶轴油泵应启动，就地检查确认 3-6瓦顶轴油压 5.0-8.0MPa。转速降至600r/min确认低压缸喷水 自动退出，转子振动测量转为偏心测量。 转 速至 400r/min 开真空破坏 门，停止 真空泵，汽轮机破坏真空。12、 机组滑参数停运过程中，机组负荷由 90MW逐渐降低至50MW汽压降至4.0 mpa汽温 310度，稳定运行20min，待调节级金属温度达到 290度后继续下降；机组负荷由50MW逐渐 降低至15MW汽

31、压降至2.5 mpa汽温290度，待汽温、汽压降至后即打闸停机。13、汽机停机一周内保养主要项目有： 开启放水门放尽凝汽器热井存水； 隔绝一切可能进入 汽机内部的汽水系统；所有的抽汽管道、 主蒸汽、 再热蒸汽及本体 疏水阀 均在开启位置；低 压加热器汽、 水侧及凝汽器疏水扩容器存水放尽； 高压加热器汽、 水侧及除氧器 充氮气 保养； 长时间停用的设备应将内部及系统中存水全部放尽； 长时间停用的汽轮机保养， 应由检修进 行热风干燥 ，烘干汽缸内设备。 冬季机组停运后， 应做好防冻措施。对室外可能造成冻洁的 设备与系统，应采用放水或定期启动等方法，也可按防冻措施执行。14、主蒸汽压力变化时要及时调

32、整，尽快恢复至正常范围，当主汽门前压力升至17.5 MPa时应汇报值长，全年累计运行时间不超过 12 小时。当过热汽压力达到安全阀动作压力无法 降低时或主汽门前压力升高至21.7 MPa时，汇报值长，打闸停机。 定压运行时，主汽门前压力下降至15MPa以下，检查并保持主汽压力 15MPa否则应改为滑压运行， 若压力继续下降， 应关小调门开度降负荷保持主汽门前压力稳定，温度稳定。15、真空降落时应对照 排汽温度 ，检查汽封压力、 循环水压力、 凝汽器水位等迅速查明原因， 及时处理， 同时汇报班长和值长。如两台机组真空系统联络运行时，应立即关闭联络门。真空降落至87kPa,启动备用真空泵，提高凝汽

33、器真空。真空降至-79.7kPa汽机应自动脱扣，“真空低跳闸”光字牌报警；ETS盘“ LV（低真空）”灯亮；“低真空”跳闸通道灯亮；按故障停机条例进行停机。应注意低压缸排汽温度的变化，达80 C时投入排汽缸喷水；如果排汽温度达121 C并且在15分钟内降不下来或超过 121 C，应汇报值长脱扣停机。16、 300MVB组汽轮机报警排气温度是 80C，允许运行最高排气温度是 121 C，低压缸排汽 流量是 571.9 th。二、问答题（每题 10 分，计 20 分）1 、发生水冲击后如何进行处理？（1 ）、机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理。（2）、注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门自动开启

34、。（3）、注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。（4）、仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。（5）、如因加热器、除氧器满水引起汽机进水，应立即关闭其抽汽电动门；解列故障的加 热器。（6）、汽机转速到零后，立即投入连续盘车。（7）、汽机转速到零后， 投盘车时要特别注意盘车电流是否增大和摆动，记录转子偏心度， 转子（ 8）、变形严重或内部动静部分摩擦，盘车盘不动时，严禁强行盘车。（9）、如惰走时未听到异音和磨擦声，且惰走时间、推力瓦温度、轴向位移、振动、推力轴承回油温度均正常， 同时机组又符合热态启动条件， 经有关领导同意可以进行启动。 但汽 机本体及管道必须经过充分疏水

35、，待高、中压缸及抽汽管道进水迹象消除后方可进行冲转， 升速时应特别注意各项控制指标， 并仔细倾听汽机内部声音， 测量振动， 注意监视轴向位移、 差胀、 上下缸温差的变化和汽轮机本体及有关蒸汽管疏水情况，如机组启动正常， 可以并网带负荷，并随时注意检查轴向位移、推力瓦温度、差胀和振动情况；如机组重新启动时，发 现有异音或转动部分有磨擦声，应立即破坏真空停机。（10）、惰走过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回油温度明显升 高，惰走时间明显缩短，应逐级汇报，根据推力瓦情况决定是否揭缸检查，严禁盲目启动。（11）、如果停机时发现汽轮机内部有异常声音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。2

36、、盘车或油系统故障的处理原则有哪些？（1 ）、当盘车故障不能运行时， 必须保持油系统连续运行， 直到高压缸第一级金属温度和中 压缸持环温度降低到 150 C。在此期间应加强对轴承温度的监视。（2）、若因为热冲击及随之产生的变形引起汽轮机内部动静部件相碰的原因，使盘车设备不 能运行，可间隔 1 小时后试盘一次。(3) 、顶轴油泵故障 (至少 2 台故障)不能运行时，应联系热控解除顶轴油泵与盘车设备之 间的联锁， 启动盘车设备， 同时启动直流润滑油泵以提供补充油量， 并尽可能地降低润滑油 温。(4) 、盘车设备电动机过电流，应每隔20 分钟盘车一次，每次盘动转子180°，认真记录偏心度数

37、值、盘车时间和次数。(5) 、油系统因火灾或故障不能运行时，禁止盘车。(6) 、无论如何决不能尝试利用向机组送汽或使用起重机来使转子转动。三、填写操作票( 16 分)：1、3号机组汽轮机ETS超速试验操作票四、背画系统图( 16分)1、 5 号机抽汽系统图1.4 汽轮机本体系统运行知识考试卷 4一、填空题：(每题 3分，计 48分)1、 300MW机组汽轮机高压缸排汽压力是3.639Mpa (3.57MPa),高压缸排汽温度是 322.6 C (320.2 C)。2、 300MV机组汽轮机调节级额定工况压力是11.17Mpa (11.08) , T-MCR工况压力是12.1Mpa(12.4),

38、额定工况温度是 4849C( 479) , T-MCR工况温度是 4979C( 487),额定工况流 量是 913.9 t/h( 909.3), T-MCR 工况流量是 988.6 t/h(982.7)。3、 机组每次冷态启动前做汽轮机 DEH 静态试验时,汽轮机 DEH 静态试验应在 锅炉点火前 进行。应启动密封油备用泵、启动 EH油泵，将DEH投手动方式，联系热控投入 ETS系统运 行，联系热控解除低真空、 低润滑油压、炉MFT等保护；应检查就地跳闸手柄置正常位置，隔膜阀油压应在 0.50.8 Mpa在DEH盘按“挂闸”按钮，中压主汽门应全开；用“手动” 方式分别开关高压主汽门，就地观察各

39、主汽门开关灵活，无卡涩现象；用“手动”方式分别 开关高、中压调门的全行程,就地观察各调门开关灵活,无卡涩现象,试验完毕,恢复原运 行方式。4、在下列情况下应进行超速保护试验：新机组安装后和机组大修后；调速系统拆开或调整 过；运行 2000 小时后；停机 一个月 后再启动时； 甩负荷 试验前。5、 做机组大联锁试验,应具备的条件有：按辅机规程试验要求确认相关6kV 辅机电源在试验位；投入主机润滑油系统、密封油系统，检查润滑油压正常，投入盘车。投入EH油系统，油压正常。 投入压缩空气系统, 空气压力正常。开启定冷水泵或解除发电机 断水 保护。 联系 热控退出 低真空 保护。 检查发变组回路符合冷备

40、用条件。 联系电气保护班进行机组大联锁试验。锅炉保持FSSS试验状态。开启备用密封油泵，汽轮机挂闸。开高、中压主汽门及调门。 开各抽汽电动门及逆止门。发电机并列,机组负荷按各机组机跳炉定值模拟。6、 机组启动方式选择：锅炉处于冷态,而汽轮机处于热态时,锅炉按冷态启动方式选择升 温率、升压率,机组的冲转时间,初负荷暖机时间按照 汽轮机热态 启动方式选择。7、 锅炉点火后,当锅炉起压后,检查本体疏水扩容器冷却水正常,温度在60 70C 之间, 辅汽联箱疏水可切至 凝汽器 。8、 冷态启机过程中，机组负荷 15MW寸，至少保持30分钟的暖机时间，在此期间锅炉稳定 蒸汽温度、蒸汽汽压，若主汽门前蒸汽温

41、度变化：每增加1.67 C，应增加一分钟暖机时间。9、 冷态启机过程中，当机组负荷升至80% ECR时，主蒸汽压力达 16.56MPa，主、再热蒸 汽温度都稳定在 538C，根据缸温、差胀、转子应力变化情况决定负荷变化。对机组进行全面检查，如发现泄漏等异常情况立即汇报值长。10、在机组启动过程中，应注意监视汽缸的绝对膨胀，并和首次启动的同样工况进行比较， 防止汽缸膨胀受阻，汽缸膨胀应连续胀出，没有卡涩现象；应注意监视汽缸上下壁温差 42C,当42C报警时应当立即检查汽机所有疏水阀打开，否则手动开启，检查各有关系统运行情况是否正常。11、 发电机定子冷却水水质应符合要求：酸碱度(PH 值)：7.

42、08.0；硬度小于 2 微克当量 /升；导电率：定子冷却水正常导电率(相当于25C )应小于1.5微姆/厘米，第一报警值为 5微姆 /厘米，发“定子线圈进水导电率高”信号；第二报警值为9.5 微姆/厘米，发“定子线圈进水导电率非常高”信号。正常运行时，定子冷却水系统的离子交换器处理一定的水量， 其出口检测的水导电率正常在0.10.4 微姆/厘米范围内，达到 1.5 微姆/厘米时报警。12、停机过程中，转速降至 200r/min 应进行的操作主要有：切断氢气冷却器冷却水；切断 励磁机空气冷却器冷却水；切断发电机内冷水，停止 定冷水 泵。检查两台 顶轴油泵 应启动， 就地确认3 6瓦顶轴油压5.0

43、 8.0MPa。盘车喷油电磁阀开启并已喷油。13、 机组滑参数停运过程中，机组负荷由150MW逐渐降低至90MW汽压降至7.5 mpa汽温 350度，稳定运行20min，待调节级金属温度 330度后继续下降；期间切换厂用电，退出一 台汽泵运行，给水切至 30旁路 。14、 破坏真空紧急停机的条件主要有：汽轮机转速升高到危急保安器动作转速( 3330r/min )而超速保护不动作； 机组内有明显的金属摩擦声或撞击声； 机组发生强烈振动； 轴封处冒火 花；汽轮发电机组任一轴承断油，冒烟或回油温度达82 C ;汽轮发电机组14轴承金属温度达112 C, ,57轴承金属温度达107 C,推力瓦任一点达

44、107 C;汽轮机主油箱油位低至 -400 mm补油无效时；油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组及油箱安全时；汽轮机发 生水冲击；发电机、励磁系统冒烟着火或氢气系统爆炸或着火；汽轮机差胀-1.5mm或16.5mm( 3号机为1.3mm或19mr);机组任一跳闸保护达到动作值而保护拒动时；厂用 电全部中断；DCS故障危及机组安全运行。15、 机组甩负荷到零，DEH可以控制转速时，应用DEH控制汽机转速3000r/min，将机组协调控制、DEH各自动控制系统切除，改为手动调整，应全面检查机组情况，如轴向位移、胀差 、推力轴承金属温度、 振动、声音等正常。16、 汽水管道故障处理过程中的隔离原则主

45、要有：尽可能不使工作人员和设备遭受损害； 尽 可能不停用运行设备；先关闭 来汽、来水 阀门，后关闭 送汽、送水 阀门；先关闭离故障点近 的阀门， 如无法接近隔离点， 再扩大隔离范围。 待可以接近隔离点时， 应迅速缩小隔离范围。二、问答题(每题 10 分，计 20 分)1 、机组不正常振动的现象有哪些？机组发生振动有哪些原因？一、现象：( 1 )、 DEH、 TSI 振动指示增大。(2) 、CRT画面“转子振动大”声光报警。( 3)、 TSI 盘灯光报警。( 4)、机组声音异常。二、原因：( 1 )、机组负荷、参数骤变。( 2)、润滑油压，润滑油温，密封油温变化。(3) 、汽轮发电机组动静部分、

46、通流部分及端部轴封内部发生摩擦。(4) 、发电机静子、转子电流不平衡。( 5)、汽轮机发生水冲击。( 6)、汽轮机断叶片。（7）、转子弯曲。（8）、汽轮发电机组中心不正。（9）、汽轮发电机组转子不平衡。（10）、汽轮机通流部分变形。（11）、轴承油膜不稳。（12）、发电机部分的机械松动。（13）、汽轮发电机组的动静部分掉进杂物。（14）、发电机氢气温度变化过快，氢气温差过大。（15）、汽轮机启动过程中暖机不良，引起振动。（16）、胀差超过允许值。2、DEHkm a系统故障有何现象？有何原因？如何处理？一、现象：（1 ）、ETS控制盘“电源故障”灯亮。（2）、DEHCR状态显示“ DEH自动”灯

47、灭。（3）、在DEH控制盘上无法调节机组负荷。（ 4 ）、机组负荷无变化。二、原因：（1 ）、DEH系统计算机故障。三、处理：（ 1 ）、发现故障现象后， 应立即将“自动”切至“手动”方式，汇报值长。（ 2） 、注意监视机组运行情况，维持锅炉参数稳定。（3）、联系热控处理，完毕应恢复DEH原运行方式。（ 4） 、若“手动”亦故障，应注意机组防进水保护的相关疏水阀是否失控打开，同时汇报 值长，相应降低机组负荷。（5）、DEH在 “手动”方式下不能控制转速或负荷，则应故障停机。（6）、若DEH故障，影响机组安全运行时，按故障停机处理。三、填写操作票（ 16分）：1、3号机组汽轮机机械超速试验操作票

48、四、背画系统图（ 16分）1、5 号机汽机疏水总图1. 5汽轮机本体系统运行知识考试卷 5一、填空题： （每题 3分，计 48分）1、 300MW机组汽轮机再热汽门前蒸汽压力是3.275Mpa （3.21MPa）,再热汽门前蒸汽温度是538C（ 538C）,再热蒸汽额定流量是 746.2t/h （ 741.4t/h）。2、 做汽轮机 ETS 系统通道 （EH 油压低、润滑油压低、低真空等） 试验时，应联系 热控人员 到现场，应检查ETS试验盘所有的报警灯都不亮；在ETS试验盘上按“进入试验”功能键进入试验方 式，盘上该键指示灯亮； 按下要试验的功能键 （ 如 EH 油压低、 润滑油压低、 低真

49、空等 ）按钮， 盘上相应指示灯亮；按“通道 1”或“通道 2”键对应于要试验的通道，则盘上相应指示灯 亮；按一下“试验确认”键进行试验；证实点亮的指示灯所试验的通道处于动作 状态（即相应通道报警光字牌灯亮）；按下“复位试验”按钮复置相应的动作通道；证实试验的通道不 再处预遮断状态（即相应通道报警光字牌灯灭），按“ 退出试验 ”功能键退出试验方式。3、 做抽汽逆止门活动试验时，应在 锅炉点火 前进行 （正常运行中试验应逐个分别进行），首先应确认满足汽机挂闸条件， 将汽机挂闸； 开启各级抽汽电动门， 检查各级抽汽逆止门应开 启；在 CRT 控制画面将抽汽逆止门关闭后，应检查抽汽逆止门应 自动关闭

50、，无卡涩现象； 在CRT控制画面将抽汽逆止门开启后，应检查逆止门应返回到全开位置。4、 禁止汽轮机启动或并网情况主要有：DCS系统工作不正常；DEH不能在“全自动”方式下正常启动工作，有关监视控制功能失去；TSI仪表未投入或失灵；TV、GV和RV、IV,高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门任一动作不正常或卡涩；调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷时不能控制转速；润滑油泵、高压密封备用泵、顶轴油泵、EH油泵之一工作失常；盘车盘不动或盘车电流严重超限；润滑油油质不合格，润滑油温小于21C;EH油质不合格，EH油温小于 21 C ;高压缸和中压缸的上、下缸温差大于51 C ;转子偏心度大于原始记录0.02 m

51、m发电机内氢气纯度 v 90%;氢气压力v 0.14 M Pa。5、 机组冷态启动时，辅助设备及辅助系统的启动主要有：启动一台凝输泵 ，发电机内冷水箱、凝汽器换水、补水至正常水位；启动一台闭式循环冷却水泵，投入联锁开关；启动主机交流润滑 油泵， 启动主油箱排烟风机投入主机润滑油系统运行； 启动发电机空、 氢侧密封油 泵，投入发电机密封油系统运行；启动 主机顶轴 油泵，投入主机盘车运行。 （要求在汽轮机 冲转前8小时投入盘车运行）；发电机充氢，保持氢压0.31 Mpa,氢纯度96% ;启动一台定子冷却水泵， 投入联锁开关， 联系化学化验水质合格后，发电机定子通水；启动一台凝结 水泵、向除氧器上水

52、， 冲洗凝结水系统及除氧器， 待水质合格后， 将除氧器补水至正常水位， 并投入水位自动调节； 联系邻机送汽至辅汽母管进行暖管， 暖管结束后投入辅汽运行， 维持 辅助蒸汽联箱压力 0.650.85 Mpa（或联系邻机送汽）；除氧器加水至2200mm后，启动除氧器循环泵，投入除氧器加热，加热除氧器水温至：冷态4060 C,热态80100 C。除氧器加热期间严禁向凝汽器放水， 同时严密监视汽轮机各段抽汽温度和汽缸上下温差， 加热时 防止除氧器振动； 根据化学监督要求， 开启需要加药的水系统各加药门， 通知化学对相应的 水系统进行加药；启动一台EH油泵，启动时油箱最低油温大于 10C, 般要求油温大于

53、21 C, 如油温低投入电加热装置，投入EH油泵联锁开关；联系热工投入DEH和TSI系统，并在锅炉点火前做调速系统静态试验。6、 汽机冲转必须满足的条件主要有：主蒸汽压力：4.2 MPa主蒸汽温度：320C ;蒸汽品质合格；高中压缸上下温差小于41.6 C；凝汽器真空：> 0.089 MPa ;转子偏心度小于0.076 mm不大于原始值 0.02mm）;润滑油温在 29C35C，油压在 0.090.12 MPa抗燃油 压在14MPa密封油氢差压：0.084 MPa定冷水流量：55T/H;发电机氢压正常。7、 冷态启机过程中，当机组负荷达 30MW时“ GO”灯灭，保持4小时暖机后，解列做

54、超 速试验，超速试验结束后，恢复机组至 3000r/min ，重新并列带负荷（此项操作根据实际情 况决定）。应随机投入 高、低加 系统。负荷 45MW 时，应检查低压缸喷水门应 自动关闭 ，并 关闭水幕保护喷水。开启4抽电动总门。负荷 50MW以上，（四抽压力0.2M Pa）,开4级 抽汽至除氧器进汽门， 关闭辅汽联箱至除氧器进汽门， 除氧器转入滑压运行， 并进行汽泵启 动前的检查准备工作。负荷 60MW 时,停止 除氧器循环 泵运行。8、 冷态启机过程中，应根据实际情况选择控制方式：MAN（手动控制）、BF （锅炉跟随）、 TF （汽机跟随）、CCS（协调控制）、AGC（网调控制负荷， 协调

55、控制必须投入）。9、机组热态启动时,主蒸汽冲转参数按照热态启动曲线选择,需要注意的是：第一级蒸汽温度与高压第一级金属温度温差必须控制在-55.6 CWA t < 111.1 C之间），建议控制在80-100 C,原则上尽可能避免负温差启动方式。若汽轮机无法避免负温差启动时，必须使第 一级金属温度与预测 5%负荷时的第一级蒸汽温度差应小于38 C。10、汽轮机滑压运行规定适用于机组 顺序阀控制方式下180MW至220MW负荷运行工况，可分 为180MW至200MW 200MW食220MW两种负荷工况。机组负荷大于 220MW寸转为定压运行方 式。11、 机组滑参数停运过程中，机组负荷240

56、M W应汽机阀切换，逐渐全开调阀，降低主汽压力至14.5 mpa左右；利用减温水降低主汽温度，降温速率1C /min ;待降低至460度后，稳定运行20min，调节级金属温度达到440度后继续降负荷。12、 滑参数停机过程中， 过热蒸汽温度、 再热蒸汽温度应缓慢均匀的下降， 严防蒸汽温度大 幅度回升。过热蒸汽、再热蒸汽温差不超过41.7 C, 一般保持在28C以下，再热蒸汽温度 下降速度尽量跟上过热蒸汽参数。 蒸汽温度、 压力应匹配下降， 蒸汽压力的下降应先于蒸汽 温度下降。13、 汽轮机自动停机的条件主要有：EH油压低至9.30 Mpa轴承润滑油压低至 0.048 Mpa；轴向位移至+1mm或-1mm;差胀-1.5mm或16.5mm( 3号机为1.3mm或19mr);凝汽器真空 低至79.7kPa ;汽轮机转速升高到3300r/min以上；锅炉 MFT(汽包水位350mm或炉侧主汽温度440C或机侧450C时则锅炉 MFT后联跳汽轮机)；发变组保护动作；DEH电源失去；任一轴承轴振X (Y向到遮断值且 Y(X)向到报警值；发电机逆功率；ATC汽机跳闸。14、 机