汽机技术问答论述题

1、 六、论述题目 录1在什么情况下应紧急故障停机？1772叙述紧急停机的主要操作步骤。1773叙述汽轮机发生水冲击的现象及运行处理原则。1784发生水冲击的原因有哪些？1785汽轮机发生水冲击的危害有哪些？1796轮机叶片断裂的现象有哪些？运行中为防止叶片损坏应采取哪些措施？1797停机过程中及停机后防止汽轮机进冷汽、冷水的措施有哪些？1808大轴弯曲的主要原因有哪些？防止大轴弯曲的主要措施有哪些？1809防止汽轮机断油烧瓦的安全技术措施有哪些？18110汽轮机超速的主要原因及处理原则是什么？18211防止汽轮机超速的措施有哪些？18212热态启动时，防止转子弯曲应特别注意哪些方面？18313一

2、般在哪些情况下禁止启动或运行汽轮机？18414试述防止电力生产重大事故25项反事故措施。18515防止汽轮机轴瓦损坏的主要技术措施有哪些？18516在哪些情况下汽轮机不破坏真空故障停机？18617为防止汽轮机动静摩擦，运行操作上应注意哪些问题？18618叙述汽轮发电机组振动故障诊断的一般步骤。18719运行中汽轮机振动会造成什么危害？18720汽轮机轴向位移增大的主要原因有哪些？18721防止低温脆性破裂事故，应在运行维护方面做哪些措施？18822主机油箱油位变化一般由哪些原因造成？18823汽轮机启动排汽缸温度升高的原因及危害？18924高压加热器水侧投用前为什么要注水？如何判断其是否正常？

3、18925汽轮机发生轴承断油的原因有哪些？19026个别轴承温度升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同？19027叙述机组跳闸后，某调速汽门未关下的现象、原因及处理方法。19128叙述给水流量骤降或中断现象、原因及处理方法。19229给水泵运行中发生振动的原因有哪些？19330除氧器水位升高现象及处理方法？19331凝汽器铜管腐蚀有哪些现象？19432在缸温较高的情况下，盘车因故停运，应如何处理？19433汽轮机运行中，推力瓦温度高有哪些原因？如何调整？19534叙述汽轮机EH油压低的现象、原因及处理方法。19635发电机漏氢检测点有哪些？励端轴承回油含氢量大，如何处理？19636试述凝汽器真

4、空下降的处理原则。19737机组运行中，发生循环水中断，应如何处理？197386kV部分厂用电中断应如何处理？19839汽轮机油系统润滑油漏油如何处理？19840叙述汽动给水泵冲转到并泵的主要操作步骤。19841叙述汽动给水泵转速失控的现象、原因及处理方法。19942液力偶合器的调速原理是什么？调速的基本方法有哪几种？各有何特点？20043试述液力偶合器的特点。20044叙述高压加热器满水的现象、危害及处理。20145汽轮机各监视段压力有何重要性？20246叙述汽轮机调节级压力异常的原因及处理方法。20247为什么汽轮机采用变压运行方式能够取得经济效益？20348提高机组运行经济性要注意哪些方

5、面？20449汽轮机有哪些主要的级内损失？损失的原因是什么？20450在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力的变化对汽轮机运行有何影响？20551汽轮机的变压运行有哪几种方式？20552高、中压缸同时启动和中压缸进汽启动各有什么优缺点？20653叙述影响正、负胀差变化的有关因素。20654分析汽轮机启动过程中产生最大热应力的部位和时间。20855如何进行凝汽器半边查漏？20856凝汽器灌水查漏时应注意什么事项？20957暖机时间依据什么来确定？20958启动前采用盘车预热暖机有什么好处？20959什么是调速系统的速度变动率？从有利于汽轮机运行的角度对其有何要求？21060锅炉点火后汽轮机冲转前的主要工

6、作有哪些？21061叙述除氧器的工作原理？除氧器出口含氧量升高有哪些原因？21162汽轮机启动时为何排汽缸温度升高？21163中间再热机组有何优、缺点？21264EH油系统的特点有哪些？21265调峰机组的运行方式有哪几种？试比较各种调峰运行方式的优缺点。21366叙述自密封轴封系统的组成和工作原理。21367什么是偏差分析法？21468何谓滑参数停机？它有什么优缺点？21469机组在滑参数停机减负荷过程中汽轮机应注意哪些事项？21470如何保持油系统清洁、油中无水、油质正常？21571旁路系统操作时的有哪些注意事项？21572叙述在机组启动过程中如何投用汽缸及法兰螺栓加热装置？21673机组

7、调峰运行时，对高压加器主要有哪些影响？21674机组启动前向轴封送汽要注意哪些问题？21775采用滑参数停机时，可否进行超速试验？为什么？21776汽轮机热力试验大致包括哪些内容？试验前应做哪些工作？21777汽轮机热力试验对回热系统有哪些要求？热力特性试验一般装设哪些测点？21878叙述润滑油泵联锁、保护装置的正常运行方式及油泵联锁试验的方法。21979如何做发电机断水保护试验？21980如何做机械超速试验？合格标准是什么？22081汽轮机在什么情况下方可进行甩负荷试验？合格标准是什么？22182汽轮机控制系统的内容主要有哪些？22183叙述分散控制系统的组成？并说出各部分的作用。22284

8、采用电液调节系统有哪些优点？22285DEH自动控制系统接受的信号有哪些？22386DEH控制系统的运行方式有哪些？22387什么是功频电液调节中的反调现象？克服反调现象可采取哪些措施？22488汽轮机的保护有哪些？22489试论述采用协调控制系统的必要性。22590协调控制系统的主要任务是什么？协调控制系统由哪些部分组成？22591协调控制系统中负荷指令处理器的作用是什么？它由哪些部分组成？22692叙述机、炉协调控制的过程。22693叙述机组协调控制投入和切除条件及投、退协调控制的操作。22794叙述机组在CCS协调下，闭锁负荷增、减的条件。22795叙述卸荷阀的作用和工作原理。22896

9、按下图叙述伺服阀的工作原理。22897说出运行中四只AST电磁阀分别动作时产生的动作结果。22999什么是“单阀”与“多阀”？运行中如何正确运用这一功能？230100叙述高压调节阀执行机构的工作原理。231101叙述单元机组锅炉跟随的负荷调节方式。231102汽轮机的OPC和AST保护是如何实现的？232103叙述机组AGC投、退入条件及操作。232104给水泵小汽轮机MEH的控制方式有哪几种？它们之间如何切换？233105小汽轮机紧急打闸停机条件一般有哪些？234106汽轮机冷态启动前应做哪些主机试验？234论述题1 在什么情况下应紧急故障停机？在下列况下应紧急故障停机：(1) 汽轮发电机组

10、任一轴承振动达紧急停机值。(2) 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声。(3) 汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50。(4) 汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或轴承回油温度突然上升至紧急停机值。(5) 轴封内冒火花。(6) 汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。(7) 发电机或励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。(8) 汽轮机转速升高到危急保安器动作转速（3330r/min）而危急保安器未动作。(9) 汽轮机任一轴承金属温度升高至紧急停机值。(10) 润滑油压力下降至紧急停机值，虽经启动交直流润滑油泵仍无效。(11) 汽轮机主油箱油位突降至紧急停机值，虽

11、加油仍无法恢复。(12) 汽轮机轴向位移达紧急停机值。(13) 汽轮机胀差达紧急停机值。2 叙述紧急停机的主要操作步骤。破环真空、紧急停机的主要操作步骤是：(1) 手打“危急遮断器”或按“紧急停机”按钮，确认高、中压自动主汽门、调速门、 高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，负荷到零。(2) 发电机逆功率保护动作，机组解列。注意机组转速应下降。(3) 启动交流润滑油泵、检查润滑油压力正常。(4) 解除真空泵连锁，停真空泵，开凝汽器真空破坏阀。(5) 检查高、低压旁路是否动作，若已打开应立即手动关闭。(6) 手动关闭主、再热蒸汽管道上的疏水阀。检查并启动电泵运行正常。(7) 检查小汽轮机A、B应跳闸。

12、(8) 检查并调整凝汽器、除氧器水位维持在正常范围。(9) 检查低压缸喷水阀自动打开。(10) 开启汽机中、低压疏水。(11) 根据凝汽器真空情况及时调整轴封压力。(12) 在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机内声音。(13) 启动顶轴油泵，待转速到零，投入连续盘车，记录惰走时间及转子偏心度。(14) 完成正常停机的其它有关操作。3 叙述汽轮机发生水冲击的现象及运行处理原则。现象：(1) 主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降。(2) 蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动(3) 主汽门、调速汽门的门杆、法兰、轴封处冒白汽或溅出水滴。(4) 负荷下降，机组声音异常，振动加大。(5) 轴向位移增大，推力轴承

13、金属温度升高，胀差减小。(6) 汽机上、下缸金属温差增大或报警。处理原则：(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应开启。(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，解列故障加热器并加强放水。(6) 若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温差超标时，应立即破坏真空，紧急停机。(7) 汽机转速到零后，立即投入连续盘车。(8) 投盘车时要特别注意盘车电流是否增大，记录转子偏心度。转子变形严重或内部动静部分摩擦，

14、盘车盘不动时，严禁强行盘车。(9) 机组发生水冲击紧急停机后，24小时内严禁启动；再次启动前连续盘车不少于6小时，汽缸上、下缸温、转子偏心度符合要求。(10) 汽机符合启动条件后启动汽机，在启动过程中，应注意监视转子偏心度、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等符合控制指标及汽机本体、蒸汽管道的疏水情况；(11) 如汽机重新启动时发现有异常声音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机并逐级汇报。(12) 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，否则不准启动。(13) 如果停机时发现汽轮机内部有异常声音和

15、转动部分有摩擦，则应揭缸检查。4 发生水冲击的原因有哪些？发生水冲击的原因有：(1) 锅炉蒸发量过大或不均匀，化学水处理不当引起汽水共腾。(2) 锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。(3) 启动过程中升压过快，或滑停过程中降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致蒸汽带水。(4) 运行人员误操作以及给水调节器的原因造成锅炉满水。(5) 汽轮机启动过程中，暖管时间不够，疏水不尽。(6) 再热蒸汽冷段采用喷水减温时由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时积水被蒸汽带入汽轮机内(7) 汽轮机回热系统加热器水位高，且水位保护装置失灵，

16、使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。(8) 除氧器发生满水，使水经汽平衡管进入轴封系统。(9) 启动时轴封管道系统未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内，停机时切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。5 汽轮机发生水冲击的危害有哪些？汽轮机发生水冲击的危害有：(1) 动静部分摩、碰。汽轮机进冷水或冷蒸汽使高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热变形，使相对膨胀急剧变化，机组产生强烈的振动。动、静部分轴向和径向摩、碰，径向摩、碰时会产生大轴弯曲。(2) 叶片的损伤和断裂。进入汽轮机的通流部分水量较大时，造成叶片的损伤和断裂，特别是对较长的叶片。(3) 推力瓦烧毁。进入汽轮机的水

17、或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得和蒸汽同样的加速度，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度的进汽角，汽流不能按正确的方向进入汽流通道，而对动叶进口边的背弧产生冲击。这除了使动叶产生制动力外，还产生一轴向推力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中汽轮机的轴向推力可增大到正常运行时的10倍。使推力轴承超载而导致钨金烧毁。(4) 阀门或汽缸结合面漏汽。若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形。导致阀门或汽缸结合面漏汽。(5) 引起金属裂纹。机组启、停时，如果经常进冷水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹，如果汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复冷

18、却，就会出现裂纹并不断扩大。6 轮机叶片断裂的现象有哪些？运行中为防止叶片损坏应采取哪些措施？叶片断裂的现象有现象：(1) 汽轮机内或凝结器内产生突然声响。(2) 机组突然振动增大或抖动。(3) 当叶片损坏较多时，若要维持负荷不变，则应增加蒸汽流量，即增大调门开度。(4) 断叶片落入凝结器时打坏冷却水管，凝结器水位升高，凝结水导电度增大，凝结水泵电流增大。(5) 断叶片进入抽汽管道可能造成阀门卡涩。(6) 在惰走、盘车状态下，可听到金属摩擦声。(7) 运行中级间压力升高。为防止叶片损坏应采取如下措施：(1) 电网应保持正常频率运行，避免频率偏高偏低引起某几级叶片进入共振区。(2) 运行中保持蒸

19、汽参数和各监视段压力、真空等在在正常范围内，超过极限值应限负荷运行。(3) 加强汽、水的化学监督。(4) 运行中加强对振动的监视，防止汽机因进冷水冷汽或其他原因导致受热不均变形、动静间隙减小引起局部碰磨。(5) 机组大修中应对通流部分损伤情况进行全面细致地检查，做好叶片、围带、拉筋的损伤记录，做好叶片的调频工作。7 停机过程中及停机后防止汽轮机进冷汽、冷水的措施有哪些？停机过程中及停机后防止汽轮机进冷汽冷水的措施有：(1) 检查核对凝汽器水位及补水门的关闭情况。(2) 检查核对高、低压旁路及减温水的关闭情况。(3) 检查核对给水泵中间抽头的关闭情况。(4) 检查核对除氧器进汽电动门、高加疏水至

20、除氧器电动门、除氧器至轴封供汽门、门杆漏汽至除氧器隔离门的关闭情况。(5) 检查核对主蒸汽、再热蒸汽辅助汽源至轴封供汽的隔离门的关闭情况。(6) 检查核对汽缸、法兰加热联箱进汽总门及调整门的关闭情况。(7) 检查核对汽缸本体疏水门、再热蒸汽冷段、热段，高压旁路后、低压旁路前的各疏水门的开启情况。(8) 停机后运行人员应经常检查汽轮机的隔离措施是否完备落实，检查汽缸温度是否下降，汽轮机上下缸温差是否超标。8 大轴弯曲的主要原因有哪些？防止大轴弯曲的主要措施有哪些？运行中出现大轴弯曲的主要原因有：(1) 由于动静摩擦，使转子局部过热，产生压缩应力，出现塑性变形。在转子冷却后，受到残余拉应力的作用，

21、造成大轴弯曲。(2) 汽机进冷汽、冷水，转子受冷部位产生拉应力，出现塑性变形，造成大轴弯曲。(3) 轴封系统故障，冷空气进入汽缸，转子急剧冷却，使动静间隙消失产生摩擦造成大轴弯曲。(4) 轴瓦或推力瓦磨损，使轴系轴心不一致造成动静摩擦产生弯曲事故。防止大轴弯曲的措施：(1) 启动前重点检查以下阀门，使其处于正确位置：(2) 高压旁路减温水隔离门、调整门应关闭严密；所有汽轮机蒸汽管道，本体疏水门应全部开启；通向锅炉的减温水门，给水泵的中间抽头门应关闭严密，等锅炉需要后再开启；各水封注完水后应关闭注水门，防止水从轴封加热器倒至汽封。(3) 启动机组前一定要连续盘车2小时以上，热态启动必须连续盘车4

22、小时以上，不得间断，并测量转子弯曲值不大于原始值0.02mm。(4) 冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道和各联箱充分暖管暖箱。(5) 冲转过程中应严格监视机组各轴承振动。转速在1300r/min以下，轴承振动不得超过0.03mm，通过临界转速时轴承振动不得超过0. 1mm，否则立即打闸停机，停机后测量大轴弯曲，并连续盘车4小时以上，正常后才能开机。若有中断，必须重新计时盘车。(6) 冲转达3000r/min后应关小电动主汽门后疏水门，防止疏水量太大影响本体疏水畅通。(7) 在投蒸汽加热装置后要精心调整，不允许汽缸法兰上下、左右温差交叉变化，各项温差应在允许范围内。(8) 当锅炉燃烧不稳定时，应

23、严格监视主蒸汽、再热蒸汽温度的变化，10min内主蒸汽或再热蒸汽温度下降50，应打闸停机。(9) 停机过程中应加强各水箱、加热器水位的监视，防止水或冷汽倒至汽缸。(10) 低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力不得超过规定值，防止低压加热器钢管破裂。(11) 投高压加热器前一定要做好各项保护试验，使高压加热器保护正常投入运行，否则不得投入高压加热器。(12) 热态启动不得使用减温水。9 防止汽轮机断油烧瓦的安全技术措施有哪些？防止轴承损坏的主要措施有：(1) 加强油温、油压的监视调整，定期校验油位计、油压表、油温表。(2) 油净化装置运行正常，定期化验油质，油质应符合标准。(3) 严密监视轴承乌金

24、温度，发现异常应及时查找原因并消除。(4) 油系统设备自动及备用可靠，并进行严格的定期实验。(5) 运行中的油泵或冷油器的投停切换应平稳谨慎，进行充分的放空气，严防断油烧瓦。(6) 注意监视机组的振动、串轴、胀差。防止汽轮机进水、大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏导致轴瓦磨损。(7) 汽轮发电机转子应可靠接地。(8) 启动前应认真按设计要求整定交、直流油泵的联锁定值，检查接线正确。(9) 油系统阀门不得垂直布置，大修完毕油系统应进行清理。(10) 运行中经常检查主油箱、高位油箱、油净化、密封油箱的油位，滤油机运行情况。发现主油箱油位下降快，补油无效时，应立即启动直流润滑油泵停机。(11) 直流润

25、滑油泵电源保险应有足够的容量并可靠。10 汽轮机超速的主要原因及处理原则是什么？ 汽轮机超速的主要原因有：(1) 发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。(2) 危急保安器超速试验时转速失控。(3) 发电机解列后高、中压主汽门或调速汽门、抽汽逆止门等卡涩或关闭不到位。(4) 汽轮机转速监测系统故障或失灵。汽轮机超速的处理原则：(1) 立即破坏真空紧急停机，确认转速下降。(2) 如发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。(3) 查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常方可重新启动，应经校验危急保安器及各超速保护装置动作正常方可并网带负荷。(4) 重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声

26、音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应停止启动。11 防止汽轮机超速的措施有哪些？防汽轮机超速的技术措施有：(1) 各超速保护装置均应完好并正常投入且工作正常。(2)  在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行。(3)  在额定参数下，机组甩去额定负荷后，调节系统应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下。(4)  调节系统的速度变动率不大于5%，迟缓率不大于0.2%。(5)  高中压自动主汽门及调速汽门应能迅速关闭严密，无卡涩。(6) 调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。(7) 坚持做调节系统的静态特性试验，汽轮

27、机大修后或调速系统检修后，均应做汽轮机调节系统试验。(8) 对新装机组或对机组的调节系统进行技术改造后，应进行调节系统动态特性试验，以保证汽轮机甩负荷后，转速飞升不超过规定值。(9)  机组大修或安装后、危急保安器解体或调整后、停机一个月以后再次启动时、机组甩负荷试验前，都应做超速试验。(10)  机组每运行2000小时后应进行危急保安器充油试验，试验不合格时，仍需做超速试验。(11) 做超速试验时应选择适当参数，压力、温度应控制在规定范围，投入旁路系统，待参数稳定后，方可做超速试验。(12) 做超速试验时，调节汽门应平稳逐步开大，转速相应逐步升高至危急保安器动作转速，若调

28、节汽门突然开至最大，应立即打闸停机，防止严重超速事故。(13)  按规定定期进行自动主汽门、调节气门的活动试验，以及抽汽逆止门的活动试验。(14)  运行中发现主汽门、调节汽门卡涩时，要及时消除汽门卡涩，消除前要有防止超速的措施，主汽门卡涩不能立即消除时，要停机处理。(15)  加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。(16) 加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。(17) 运行人员要熟悉超速象征，严格执行紧急停机规定。(18) 机组长期停运时，应注意做好停机保护工作，防止汽水或其他腐蚀性物质进入或残留在

29、汽轮机及调节供油系统内，引起气门或调节部套锈蚀。(19) 机组大修后应进行汽门严密性试验，试验标准和方法应按制造厂的规定执行，运行中汽门严密性试验应每年进行一次。(20) 在汽轮机运行中，注意检查调门的开度和负荷对应关系以及调节汽门后的压力变化情况，若有异常，及时查找并分析原因。(21) 为防止大量的水进入油系统中，应加强监视和调整汽封压力不要过高，前箱，轴承箱内的负压也不宜过高。(22) 采用滑压动行的机组以及在机组滑参数启动过程中，调节汽门要留有裕度，不应开到最大限度，以防发生甩负荷超速。(23) 在停机时，应先打危急保安器，关闭主汽门和调节汽门，采用逆功率联跳发电机，但也应注意发电机解列

30、至打闸的时间拖得太长，因这时属于无蒸汽动行状态，时间过长，会使排汽缸温度升高，胀差增大。12 热态启动时，防止转子弯曲应特别注意哪些方面？热态启动除作好开机前有关防止转子弯曲的措施之外，还应做好以下工作：(1) 热态启动前，负责启动的班组应了解上次停机的情况，有无异常，应注意哪些问题，并对每个操作人员讲明，做到人人心中有数。(2) 热态启前，转子要连续盘车4小时以上，测量转子晃动不大于原始值0.02mm。(3) 一定要先送轴封汽后抽真空。(4) 各管道、联箱应更充分地暖管、暖箱。(5) 严格要求冲转参数和旁路的开度（旁路要等凝汽器有一定的真空才能开启），主蒸汽温度一定要比高压内上缸温度高801

31、00，并有50以上的过热度。冲转和带负荷过程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视，汽温不得反复升降。(6) 加强振动的监视。热态启动过程中，由于各部件温差的原因，容易发生振动，这时更应严格监视。振动超过规定值应立即打闸停机。(7) 开机过程中，应加强各部分疏水。(8) 应尽量避开极热态启动。(9) 热态启动前应对调节系统赶空气，因为调节系统内存有空气，有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动，引起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。(10) 极热态启动时不能做超速试验。(11) 热态启动时，应尽快带负荷至汽缸温度相对应的负荷水平。13 一般在哪些情况下禁止启动或运行汽轮机？一般在下列情况下禁止运行或启动汽

32、轮机：(1) 危急保安器动作不正常。(2) 自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩不能严密关闭，自动主汽门、调速汽门严密性试验不合格。(3) 调速系统不能维持汽轮机空负荷运行（或机组甩负荷后不能维持转速在危急保安器动作转速之内）。(4) 汽轮机转子弯曲值超过规定。(5) 高压内缸上下缸温差大于35，高中压外缸上下温差大于50。(6) 盘车时发现机组内部有明显的摩擦声时。(7) 任何一台油泵或盘车装置失灵时。(8) 油压不合格或油温低于规定值。(9) 油系统充油后油箱油位低于规定值时。(10) 汽轮机各系统中有严重泄漏。(11) 保温设备不合格或不完整时。(12) 保护装置（低油压、低真空、轴向位

33、移保护等）失灵和主要电动门（如电动主汽门、高加进汽门、进水门等）失灵时。(13) 主要仪表失灵，包括转速表、挠度表、振动表、热膨胀表、胀差表、轴向位移表、调速和润滑油压表、密封油压表推力瓦块和密封瓦块温度表，氢油压差表、氢压表、冷却水压力表、主蒸汽或再热汽压力表和温度表、汽缸金属温度、真空表等。14 试述防止电力生产重大事故25项反事故措施。(1) 防止火灾事故。(2) 防止电气误操作事故。(3) 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故。(4) 防止压力容器爆破事故。(5) 防止锅炉尾部再次燃烧事故。(6) 防止锅炉炉膛爆炸事故。(7) 防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故。(8) 防止锅炉汽包满水和缺水事

34、故。(9) 防止汽轮机超速和轴系断裂事故。(10) 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故。(11) 防止发电机损坏事故。(12) 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故。(13) 防止继电保护事故。(14) 防止系统稳定破坏事故。(15) 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故。(16) 防止开关设备事故。(17) 防止接地网事故。(18) 防止污闪事故。(19) 防止倒杆塔和断线事故。(20) 防止枢纽变电所全停事故。(21) 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故。(22) 防止人身伤亡事故。(23) 防止全厂停电事故；(24) 防止交通事故。(25) 防止重大环境污染事故。15 防止汽轮机轴瓦损坏的主

35、要技术措施有哪些？ 防止汽轮机轴瓦损坏的主要技术措施有：(1) 油系统各阀门应有标示牌，油系统切换工作按规程进行。(2) 润滑油系统阀门采用明杆或有标尺。(3) 高低压供油设备定期试验。(4) 润滑油压应以汽轮机中心线距冷油器最远的轴瓦为准。(5) 直流油泵电源熔断器宜选用较高的等级。(6) 汽轮机定速后停止油泵运行时应注意油压的变化。(7) 油箱油位应符合规定。(8) 润滑油压应符合设计值。(9) 停机前应试验润滑油泵正常后方可停机。(10) 严格控制油温。(11) 汽轮机任一轴承断油冒烟或轴承回油温度突然上升至紧急停机值时应紧急停机。16 在哪些情况下汽轮机不破坏真空故障停机？(1) 真空

36、降至规定值，负荷降至零仍无效。(2) 额定汽压时，主蒸汽温度升高至最大允许值。(3) 主、再热汽温度过低。(4) 主蒸汽压力上升至最大允许值。(5) 发电机断水超过规定值，断水保护拒动。(6) 厂用电全部失去。(7) 主油泵出现故障，不能维持正常时。(8) 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。(9) 凝结水管破裂，除氧器水位无法维持。(10) 凝汽器冷却水管泄漏，循环水漏入汽侧。17 为防止汽轮机动静摩擦，运行操作上应注意哪些问题？注意以下几点：(1) 每次启动前必须认真检查大轴的晃动度，确认大轴挠度在允许的范围以内才可进行启动。(2) 上、下汽缸温差一定要在规定的范围以内。如果上下汽缸温

37、差过大，将使汽缸产生很大的热挠曲。实践表明，上、下汽缸温差过大，往往是造成大轴弯曲的初始原因。(3) 机组热态启动时，状态变化比较复杂，运行人员应特别注意进汽温度、轴封供汽等问题的控制与掌握，以往的大轴弯曲事故大多发生在热态启动过程中。(4) 加强对机组振动的监视。在第一临界转速以下发生动静摩擦时，引起大轴弯曲的威胁最大，因此在中速以下汽轮机轴承振动达到0.03mm时，必须打闸停机，切忌在振动增大时降速暖机。在遇到异常情况打闸停机时，要注意检查转子的惰走时间，如发现比正常情况有明显的变化，则应注意查明原因。(5) 在汽轮机停机后，注意切断与公用系统相连的各种水源，严防汽缸进水。为了加强停机后对

38、设备的监视，应继续坚持正常的巡回检查制度，发现异常情况，立即进行分析处理。18 叙述汽轮发电机组振动故障诊断的一般步骤。汽轮发电机组振动故障诊断步骤如下：(1) 测定振动频率，确定振动性质。若振动频率与转子转速不符合，说明发生了自激振动，进而可寻找具体的自激振动根源。若振动频率与转速相符，说明发生了强迫振动。(2) 查明发生过大振动的轴承座，其稳定性是否良好，如不够良好应加固。如果轴承座稳定性不是主要原因，则可认定振动过大是由于激振力过大所致。(3) 确定激振力的性质。(4) 寻找激振力的根源，即振动缺陷所发生的具体部件和内容。在进行振动故障诊断时，通常振动最大表现处即为缺陷所在处。但有时，特

39、别是多根转子（尤其柔性转子）连在一起的轴系，某个转子轴承上缺陷造成的振动，能在其他转子轴承处造成更大的振动。这既有轴承刚度的问题，又涉及多根轴连在一起的振型问题，具体分析时必须考虑这一因素。19 运行中汽轮机振动会造成什么危害？运行中汽轮机振动会造成下列危害：(1) 低压端部分轴封磨损，密封作用破坏，空气漏入低压缸内，影响真空；高压端部分轴封磨损，从高压缸向外漏汽量增大，使转子局部受热而发生弯曲，蒸汽进入轴承油中使油质乳化。(2) 隔板汽封磨损严重，将使级间漏汽量增大，除影响经济性外，还会使轴向推力增大，致使推力瓦钨金熔化。(3) 滑销磨损严重时，影响机组的正常热膨胀，从而引起其它事故。(4)

40、 轴瓦钨金破裂，坚固螺钉松脱、断裂。(5) 转动部分的耐疲劳强度降低，将引起叶片、轮盘等损坏。(6) 发电机、励磁机部件松动、损坏。(7) 调速系统不稳定。20 汽轮机轴向位移增大的主要原因有哪些？汽轮机轴向位移增大的主要原因有：(1) 汽温汽压下降，通流部分过负荷及回热加热器停用。(2) 隔板轴封间隙因摩损而漏汽增大。(3) 蒸汽品质不良，引起通流部分结垢。(4) 发生水冲击。(5) 汽轮机过负荷，一般来讲凝汽式汽轮机的轴向推力随负荷的增加而增大；对抽汽式或背压式汽轮机来讲，最大的轴向推力可能在某一中间负荷时。(6) 推力瓦损坏。21 防止低温脆性破裂事故，应在运行维护方面做哪些措施？防止低

41、温脆性破裂事故应做下列措施：(1) 避免或减少热冲击损伤。冲转时控制主蒸汽温度至少应有50过热度。机组启动时应按照规程而执行暖机方式和暖机时间，使转子内孔温度与内应力相适应，避免材料承受超临界应力，因此对转子应进行充分预热，控制金属升温率和气缸内外温差。(2) 正常运行时应严格控制一、二次汽温，不可超限或大幅度变化。(3) 应当在25%低负荷暖机34h后，才可做超速试验。(4) 中速暖机待高、中压内缸下壁温度达到250以上方可升至全速，确保转子中心孔温度高于低温脆变温度。(5) 正常运行时采取滑压运行方式调节变负荷，可以减少热应力变化的幅度。尤其采用滑参数停机，是有利于减少热应力的危害性。(6

42、) 加强寿命管理，降低寿命损耗率。22 主机油箱油位变化一般由哪些原因造成？主机油箱油位升高的原因：(1) 均压箱压力过高或端部轴封汽量过大。(2) 轴加抽气器工作失常，使轴封出汽不畅而油中带水。(3) 冷油器铜管漏，并且水压大于油压。(4) 油位计卡死，出现假油位。(5) 启动时高压油泵和润滑油泵的轴承冷却水漏入油中。(6) 当冷油器出口油温升高、粘度小，油位也会有所提高。(7) 密封油箱油位过低造成主油箱油位高。主机油箱油位降低的原因如下所述：(1) 油箱事故放油门及油系统其它部套泄漏或误开。(2) 净油器过滤油泵到油位高限不能自启动将油打入主油箱。(3) 冷油器铜管漏。(4) 冷油器出口

43、油温低，油位也有所降低。(5) 轴承油挡漏油。(6) 油箱刚放过水。(7) 油位计卡涩。(8) 密封油箱油位过高造成主油箱油位低。(9) 停机时发电机进油。23 汽轮机启动排汽缸温度升高的原因及危害？(1) 在汽轮机启动时，蒸汽经节流后通过喷嘴去推动调速级叶轮，节流后蒸汽熵值增加，焓降减小，以致作功后排汽温度较高。在并网发电前的整个启动过程中，所耗汽量很少，这时做功主要依靠调节级，乏汽在流向排汽缸的通路中，流量小、流速低、通流截面大，产生了显著的鼓风作用。因鼓风损失较大而使排汽温度升高。在转子转动时，叶片（尤其末几级叶片比较长）与蒸汽产生摩擦，也是使排汽温度升高的因素之一。汽轮机启动时真空较低

44、，相应的饱和温度也将升高，即意味着排汽温度升高。汽轮机启动时间过长，也可能使排汽缸温度过高。 (2) 当并网发电升负荷后，主蒸汽流量随着负荷的增加而增加，汽轮机逐步进入正常工况，摩擦和鼓风损耗所占的功率份额越来越小。在汽轮机排汽缸真空逐步升高的同时，排汽温度即逐步降低。(3) 排汽缸温度升高，会使低压缸轴封热变形增大，易使汽轮机洼窝中心发生偏移，导致振动增大，动、静之间摩擦增大，严重时低压缸轴封损坏。(4) 当排汽缸的温度达到80以上，排汽缸喷水会自动打开进行降温，不允许排汽缸的温度超过120。24 高压加热器水侧投用前为什么要注水？如何判断其是否正常？高压加热器水侧投用前必须注水的原因如下：

45、(1) 防止给水瞬时失压和断流。在高压加热器投用前，高压加热器内部是空的，如果不预先注水充压，则高压加热器水侧积空气。在正常投运后，因高压加热器水侧残留空气，则可能造成给水母管压力瞬间下降，引起锅炉断水保护动作，造成停炉事故。(2) 高压加热器投用前水侧注水，可判断高压加热器钢管是否泄漏。当高压加热器投用前，高压加热器进、出水门均关闭，开启高压加热器注水门，高压加热器水侧进水。待水侧空气放净后，关闭空气门和注水门，待10min后，若高压加热器水侧压力无下降则属正常。当发现高压加热器汽侧水位上升时应停止注水，防止因抽汽逆止门不严密而使水从高压加热器汽侧倒入汽轮机汽缸。(3) 可判断高加系统是否泄

46、漏。高压加热器投用前水侧注水，若高压加热器水侧压力表指示下降快，说明系统内漏量较大，若压力下降缓慢，则说明有轻微泄漏，应检查高压加热器钢管及各有关阀门是否泄漏。(4) 在高压加热器水侧投用前的注水过程中，应解除高加保护但必须加强水位监视，防止水位过高。25 汽轮机发生轴承断油的原因有哪些？汽轮机发生轴承断油的原因有：(1) 在汽轮机运行中进行油系统切换时发生误操作。(2) 主油泵失压而润滑油泵又未联动时，将引起断油，或在润滑油泵联动前的瞬间，也会引起断油。(3) 油系统存在大量空气未能及时排除，会造成轴瓦瞬间断油烧坏轴瓦。油过虑器、冷油器切换时未按规定预先排除空气，会使大量的空气进入供油管道，

47、造成轴瓦瞬间断油。(4) 启动、停机过程中润滑油泵不上油。(5) 主油箱油位过低，注油器进入空气，使主油泵断油。(6) 因厂用电中断直流油泵不能及时投入时造成轴瓦断油。(7) 供油管道断裂，大量漏油造成供油中断。(8) 安装或检修时油系统存留有棉纱等杂物，造成进油堵塞。(9) 轴瓦在运行中位移，如轴瓦旋转，造成进油口堵塞。26 个别轴承温度升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同？个别轴承温度升高的原因：(1) 负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴承负荷重。(2) 进油不畅或回油不畅。(3) 轴承内进入杂物、乌金脱壳。(4) 靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽大。(5) 轴承中有气体存在、油流不畅。(6)

48、 振动引起油膜破坏、润滑不良。轴承温度普遍升高：(1) 由于某些原因引起冷油器出油温度升高。(2) 油质恶化。(3) 轴承箱或主油箱回油负压过高，回油不畅等。(4) 汽轮机组转速升高。27 叙述机组跳闸后，某调速汽门未关下的现象、原因及处理方法。现象：(1) DEH指示盘某未关调速汽门“关”灯不点亮。(2) DEH、CRT内某未关调速汽门反馈不为零。(3) 若未关高压调速汽门侧主汽门或未关中压调速汽门侧中压主汽门关不死，则汽轮机的转速可能会升高超过危急保安器的动作值，危急保安器应动作，但转速仍有可能飞升。(4) 若出现上述（3）情况，则“OPC动作报警”及“汽机转速高”均可能动作报警。原因：(

49、1) 主机调速系统工作不正常。(2) 调速汽门伺服执行机构进油滤网脏堵。(3) 由于安装质量或其他原因造成调速汽门卡涩或油动机执行机构卡涩。处理：(1) 若高压主汽门、中压主汽门均能关严，则机组跳闸后，转速应渐下降，此时按跳机处理，同时联系检修人员到场协助检查某未关调速汽门的原因，并作出处理，动静态试验正常后，按规程规定开机。(2) 若某高压调速汽门未关而对应侧主汽门关不严，出现主机转速不正常的升高超过危急保安器动作值，则立即破坏真空，检查并开启高压缸排汽通风阀，开启电磁泄放阀泄压。检查主机转速有下降趋势，同时将主蒸汽管路上检修用水压试验隔离门送电并关闭，确认主机转速下降，增开一台循泵，其余按

50、破坏真空紧急停机处理方法处理。及时开启顶轴油泵并待主机转速到零后投入盘车，对主机进行全面检查和试验无异常后，且将某高压调速汽门未关及主汽门关不严的原因查明并消除后，才考虑开机。(3) 若某中压调速汽门未关而对应侧中压主汽门关不严，出现主机转速不正常的升高超过危急保安器动作值，则立即破坏真空，关闭主机高压旁路并确认关严，检查并开启高压缸排汽通风阀，检查并确认冷再热蒸汽管路，热再热蒸汽管路疏水阀，低压旁路阀全开，增开一台循泵，确认主机转速渐下降，接下来处理与处理（2）相同。(4) 在上述处理中，及时汇报并联系检修人员及时到场协助处理。(5) 若在处理过程中，出现人员受伤或设备着火时，应及时联系医务

51、人员和消防人员到场。28 叙述给水流量骤降或中断现象、原因及处理方法。主要象征：(1) DCS画面显示给水流量骤降或中断。(2) 汽包水位低声光报警，给水泵入口流量低报警。(3) 任一给水泵跳闸声光报警（给水泵跳闸时）。(4) 给水系统管道发生强烈振动。(5) 减温水流量急剧降低或升高。主要原因：(1) 一台或两台汽动给水泵工作不正常或跳闸，电泵未能正常投运。(2) 给水自动调节设备、系统失灵，给水泵出力不平衡。(3) 操作不当,给水泵转速过低,打不出水。(4) 给水管道泄漏或爆破。(5) 高压加热器故障或系统阀门误动。(6) 最小流量再循环门误开。(7) 给水泵组逆止门故障。(8) 主给水电

52、动门或调整门被误关或自关。处理：(1) 若因汽动给水泵跳闸，电泵未能正常投运，应立即启动电动给水泵。根据汽包水位、给水流量、主汽压力适当降低机组负荷。(2) 若因给水泵出力不平衡或给水自动调节装置失灵，立即将给水自动切为手动，通过调整并列运行的给水泵转速或开大给水调节阀，维持正常给水流量。(3) 当给水流量骤降或中断，造成汽包水位下降时，应立即降低机组负荷及蒸汽压力，维持炉内燃烧稳定，尽快恢复正常给水压力。(4) 检查关严给水系统、排污系统泄露的阀门及事故放水阀，停止一切排污放水工作。(5) 检查最小流量再循环门误开原因，关闭误开的再循环门。(6) 对照给水泵出口压力和锅炉侧给水管道压力（压力

53、高于汽包压力过大时，将闭锁给水泵转速上升）判断是否由给水系统阀门门芯脱落或主给水电动门、调整门被误关引起，如发现主给水门误关，应立即降负荷，降低汽泵或电泵转速，降低给水压力，同时设法打开主给水门和旁路阀，如仍无法开启，应停机处理。(7) 汽包水位低至MFT动作时，检查确认MFT动作正常，否则紧急停炉。(8) 给水泵组全部停运或汽包水位降至低极限时，不破坏真空故障停机。29 给水泵运行中发生振动的原因有哪些？ 给水泵发生振动的原因有：(1) 流量过大，超负荷运行。(2) 流量小时，管路中流体出现周期性湍流现象，使泵运行不稳定。(3) 给水泵汽化。(4) 轴承松动或损坏。(5) 叶轮松动。(6)

54、轴弯曲。(7) 转动部分不平衡。(8) 联轴器中心不正。(9) 泵体基础螺丝松动。(10) 平衡盘严重摩损。(11) 异物进入叶轮。30 除氧器水位升高现象及处理方法？现象：(1) 除氧器水位指示上升。(2) 除氧器水位高报警。(3) 除氧器溢水阀或放水阀开启。处理：(1) 发现除氧器水位升高，应立即核对就地水位计，判断除氧器水位是否真实升高。(2) 检查除氧器水位调节阀动作情况是否正常，否则应切至手动调节，若旁路阀误开应及时关闭。(3) 若除氧器压力突降造成虚假水位，应检查四段抽汽电动门、逆止门、除氧器调整门等是否关闭，若关闭应缓慢打开，使除氧器压力稳定升高，防止发生除氧器振动；如一时无法打

55、开应倒运辅助汽源。(4) 除氧器水位上升至高I值，应设法降低除氧器水位至正常值。(5) 除氧器水位上升至高值，检查溢水阀自动开启，水位调节阀自动关闭，否则应手动调整，并注意凝结水再循环阀动作情况及热井水位应正常，必要时开启除氧器底部放水阀放至正常水位后关闭。(6) 水位继续上升至高值时，检查四抽至除氧器进汽阀、四级抽汽逆止阀除氧器水位调节阀及旁路阀、高压加热器至除氧器疏水阀应自动关闭，有关疏水阀自动开启，否则应手动解列除氧器。(7) 经上述处理无效，无法维持机组正常运行，则应联系值长要求故障停机。31 凝汽器铜管腐蚀有哪些现象？凝汽器铜管腐蚀的现象有以下几种：(1) 电化学腐蚀。凝汽器运行时，由于从铜管内流过的冷却水不是净化的化学水，其中往往溶解有盐碱类地碱等电解质，所以冷却水具有导电性而引起电化学腐蚀。(2) 冲击腐蚀。这是凝汽器铜管损坏的一种主要形式。它多发生在铜管的进口端。因为此处的水流速大且不均匀，造成冲击腐蚀。另外，当冷却水中含沙量大时，机械摩擦也会使凝汽器铜管摩损腐蚀。(3) 脱锌腐蚀。这是电化学作用的结果。铜管内表