汽机运行岗位认证应会题库

1、第一单元 一、填空1、 TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机(振动)、(串轴)、(胀差)等到监测显示作用。2、变压运行分为(纯变压运行)，(节流变压运行)，(复合变压运行)3、8 表面式凝汽器主要由(外壳)、(水室端盖)、(管板)、以及(冷却水管)组成。4、 除氧器在滑压运行时易出现(自生沸腾)和(返氧现象)。 5、大型机组超速试验均在带(10%-15%)负荷运行(4-6)h后进行，以确保转子金属温度达到转子(脆性转变温度)以上 6、除氧器在运行中，由于(机组负荷)、(蒸汽压力)、(进水温度)、(水位变化)都会影响除氧效果。7、当离心泵的叶轮尺寸不变时，水泵的流量与转速（一）次方成正比，扬程与转

2、速（二）次方成正比。8、对于倒转的给水泵，严禁关闭(入口门)，以防(给水泵低压侧)爆破，同时严禁重合开关。9、给水泵的作用是向锅炉提供足够(压力)、(流量)和(相当温度)的给水。 10、发电机组甩负荷后，蒸汽压力(升高)，锅炉水位(下降)，汽轮机 转子相对膨胀产生(负)胀差。11、给水泵倒暖是高压给水泵（出口逆止门后）引入，从（吸入侧）流出12、给水泵汽化的原因有：除氧器内部压力(低)，使给水泵入口温度(高于)运行压力下的饱和温度而汽化；除氧器水位(低)，给水泵入口(压力低)；给水流量小于(最低流量)，未及时开启再循环门等 13、加热器一般把传热面分为(蒸汽冷却段)、(凝结段)、(疏水冷却段)

3、三部分。14、汽轮机停机包括从带负荷状态减去(全部负荷)，解列(发电机)、切断汽机进汽到转子(静止)，进入(盘车)状态。15、给水管路没有水压形成的时候，电动给水泵启动前要(关闭)泵的出口门及出口旁路门、中间抽头门，开启再循环门16、 汽轮机的启动过程是将转子由静止或盘车状态加速至(额定转速)、(并网)、(带额定负荷)等几个阶段。17、循环水泵正常运行中应检查(电机电流)、(入口水位)、(出口压力)、(轴承温度)、电机线圈温度、循环泵的振动 18、机组运行中，发现窜轴增加时，应对汽轮机进行(全面检查)，倾听(内部声音)、测量(轴承振动)。19、轴流泵在带负荷条件下启动，即(全开出口门)启动，此

4、时(轴功率)最小，不会因过载而烧毁电机。20、提高蒸汽初温度受（动力设备材料强度）的限制，提高蒸汽初压力受（汽轮机末级叶片最大允许湿度）的限制 21冷却水塔是通过(空气和水接触)进行热量传递的。22、造成汽轮机大轴弯曲的因素主要有两大类：（动静摩擦）、（汽缸进冷汽冷水）。23、润滑油温过低，油的粘度（增大）会使油膜（过厚），不但承载能力（下降），而且工作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度（过低），以至（难以建立油膜），失去润滑作用。 24、变压运行指维持汽轮机进汽阀门(全开)或在(某一开度)，锅炉汽温在(额定值)时，改变蒸汽(压力)，以适应机组变工况对(蒸汽流量)的要求。25、凝结水含氧量应

5、小于（30）微克/升，锅炉给水含氧量应小于（7）微克/升。26、凝汽器水质恶化的可能是因为(冷却水管胀口不严)、(冷却水管漏泄)等原因27、除氧器在运行中主要监视(压力)、(水位)、(温度)、(溶氧量)。 28、高压加热器运行工作包括(启停操作)、运行监督、(事故处理)、停用后防腐四方面。29、启动前转子(弹性热弯曲)超过额定值时，应先消除转子的热弯曲，一般方法是（连续盘车）。30、汽机转子冲动时，真空一般在60-70kPa，若真空太低，易引起(排汽缸大气安全门)动作，若真空过高(使汽轮机进汽量减少，对暖机不利)。31、 给水泵严重汽化的象征：入口管内发生不正常的(冲击)，出口压力(下降)并摆

6、动，电机电流(下降并摆动)，给水流量(摆动)。 32、加热器投入的原则:(按抽汽压力由低到高)，(先投水侧，后投汽侧)。 33、加热器泄漏会使(端差升高)、(出口水温下降)、(汽侧水位高)、(抽汽管道冲击) 34、汽轮机发生水冲击的原因：锅炉（满水）或蒸汽（大量带水），并炉不妥，暖管疏水不充分，高压加热器（钢管泄漏）而保护装置未动作，抽汽逆止门不严等。35、暖管的目的是(均匀加热低温管道)，逐渐将管道的金属温度提高到接近于启动时的(蒸汽温度)，防止产生过大的(热应力)。36、汽轮机调节系统由(转速感受机构)、(传动放大机构)、(执行机构)和(反馈机构)等四部分组成。 37、汽轮机轴向推力的平衡

7、方法通常有(开设平衡孔)、(采用平衡活塞)、(反向流动布置)。 38、水泵在运行中出口水量不足可能是(进口滤网堵塞)、(出入口阀门开度过小)、(泵入口或叶轮内有杂物)、吸入池内水位过低。39、真空系统的检漏方法有（蜡烛火焰法）、汽侧灌水试验法、（氦气检漏仪法）。 40、阀门按用途可分为以下几类：（关断）阀门、（调节）阀门、（保护）阀门。 41、 凝汽器运行状况主要表现在以下三个方面：能否达到最(有利真空)；能否保证凝结水的(品质合格)；凝结水的(过冷度)能够保持最低。42、若给工质加入热量，则工质熵（增加）。若从工质放出热量，则工质熵（减小）。43、在汽轮机中根据汽封所处的位置可分为（轴端）汽

8、封、（隔板）汽封、（围带）汽封。44、投高加时，单台高加温升率不应大于（1.5-2/min）45、水泵的主要性能参数有(流量)、扬程、(转速)、功率、(效率)、比转速、(汽蚀余量)。46、汽轮机振动方向分（垂直）、（横向）和（轴向）三种。造成振动的原因是多方面的，但在运行中集中反映的是轴的中心不正或不平衡、油膜不正常，使汽轮机在运行中产生振动，故大多数是（垂直）振动较大，但在实际测量中，有时（横向）振动也较大。 47、汽轮机油箱装设排油烟机的作用是排除油箱中的(气体)和（水蒸汽），这样一方面使（水蒸汽）不在油箱中凝结；另一方面使油箱中压力不（高于）大气压力，使轴承回油顺利地流入油箱。48、泵进

9、口处液体所具有的能量与液体发生汽蚀时具有的能量之差值称为（汽蚀余量）。49、汽轮机热态启动中，若冲转时的蒸汽温度低于金属温度，蒸汽对（转子和汽缸）等部件起冷却作用，相对膨胀将出现（负胀差）。50、疏水自流的连接系统，其优点是系统简单、运行可靠，但热经济性差。其原因是（由于高）一级压力加热器的疏水流入（较低）一级加热器中要（放出）热量，从而排挤了一部分（较低）压力的回热抽汽量。二、简答题1、紧急故障停机条件？1）机组转速达3330 r/min而危急保安器不动作；2）机组突然发生强烈振动或机内有明显的金属磨擦声或撞击声；3）轴向位移增大到±1.0mm；4）发电机冒烟着火。 5）汽轮机发生

10、水冲击6）轴承润滑油压降到0.045MPa；7）汽轮机上、下缸温差超过56；8）机组轴承或轴封发生火花或冒烟；9）汽轮机轴承金属温度超过113；10）推力轴承及发电机轴承金属温度超过107；11）油系统着火，采取措施而不能扑灭；2、电动机启动前为什么测量绝缘?为什么要互为联动正常? 答：因为电动机停用或备用时间较长时，绕组中有大量积灰或受潮，影响电动机的绝缘；长期使用的电动机，绝缘有可能老化，端线松弛。故启动前测量绝缘则尽可能暴露这些问题，以便采取措施，不影响运行中的使用。 一切电动辅机应在发电机组启动前联动试验正常，防止备用设备失去备用作用，造成发电厂停电事故，因此作为运行人员来讲，不能轻视

11、这一工作，并在正常运行中应定期对备用设备进行试验，以保证主设备故障时，备用设备及时投运。3、汽轮机大修后的分部验收大体可分为哪些方面?答：汽轮机大修后的分部验收可分为以下步骤(1)真空系统灌水严密性检查；(2)有关设备及系统的冲洗和试运行；(3)油系统的冲洗循环；(4)转动机械的分部试运行；(5)调速系统和保护装置试验。4、在处理管道故障时应遵循什么原则答：1、尽可能不使人员和设备遭受损害，尤其是高温高压管道故障对人身安全应特别注意。在查明泄漏部位时，应特别小心谨慎，使用合适的工具，如长柄鸡毛掸等，运行人员最好不要敲开保温，检查人员应根据声音大小和温度高低与泄漏点保持足够的距离并做好防止他人误

12、入危险区的安全措施。设备安全则主要是防止电气设备受潮，必要时切除有受潮危险的保护回路；2、尽可能不停用其他运行设备；3、先关来汽、来水阀门，后关出汽，出水阀门；4、先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围，关闭离故障点远的 5、什么是汽蚀? 泵汽蚀时有什么现象发生? 答：水泵的入口处是液体压力最低的地方,因此有可能出现入口处的液体压力低于与其温度相对应的饱合压力,这时就会出现汽化现象,有气泡逸出.在液体的高压区域,气泡周围压力大于汽化压力,气泡被压破而凝结,如在金属表面附近,则液体质点就连续打击金属表面,使金属表面变成蜂窝状或海绵状.另外,空气中的氧气又借助凝汽放热而对金属表面

13、产生化学腐蚀作用.这种现象就是汽蚀. 泵发生汽蚀的现象是产生噪音的原因,使泵的流量、扬程、和效率明显下降,电流表指针摆动.6、机组启动前向轴封送汽要注意哪些问题？答：1、必须在连续盘车下向轴封送汽。热态启动应先送轴封供汽，后抽真空。2、轴封供汽前应先对送汽管进行暖管排尽疏水。3、向轴封送汽的时间必须恰当，冲转前过早的向轴封送汽，会使上下缸温差增大或胀差增大。4、 要注意轴封送汽的温度与金属温度的匹配。热态启动用适当的备用汽源，有利于胀差的控制，如果系统有条件将轴封供汽的温度调节，使之高于轴封体温度则更好，而冷态启动则选用低温汽源。5、 在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显

14、著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动。7、135MW汽轮机润滑油和动力油系统为什么独立分开？ 答：（1）机组供轴承用的润滑油压力与供油动机的动力油压力相差较大 （2）动力油与润滑油的介质不同，当动力油压提高后，如使用透平油则易引起火灾；由于润滑油系统庞大，加上抗燃油价格昂贵，因而润滑油介质采用透平油比较合适； （3）动力油和润滑油系统对清洁度要求不同。8、运行对调速系统有何要求?答：一个设计良好的汽轮机调速系统必须满足下列要求 (1)能保证机组在额定参数下，稳定地在满负荷至零负荷范围内运行。而且当频率和参数在允许范围内变动时，也能在满负荷至零负荷范围内运动，并保证机组能

15、顺利解列。 (2)为保证稳定运行，由迟滞等原因引起的自发性负荷变动应在允许范围内，以保证机组安全、经济运行。 （3)当负荷变化时，调速系统应能保证机组平稳地从某一工况过渡到另一工况，而不发生较大和较长期的摆动。 (4)当机组忽然甩去全负荷时，调速系统应能保证不使超速保安器动作。9、汽轮机打闸后为什么不立即关闭轴封供汽门,而要待转子静止真空降至零时才关闭轴封供汽门? 答：如果转子静止前且真空有一定数值时就关闭轴封供汽门,将会有部分冷空气漏入轴封,使轴封受冷变形.停机后若过早关闭轴封供汽门,亦会使轴封套、汽缸局部急剧冷却,产生变形.待真空逐渐降至零时关闭轴封供汽门,可以避免冷空气从轴封进入汽缸,但

16、若过迟关闭轴封供汽门将可能使凝汽器内造成正压将水银真空表水银冲出,所以停机时要在转子停止，真空降至零时,关闭轴封供汽门10、提高机组运行经济性要注意哪些方面?答：(1)维持额定蒸汽初参数；(2)维持额定再热蒸汽参数；(3)保持最有利真空；(4)保持最小的凝结水过冷度；(5)充分利用加热设备，提高给水温度；(6)注意降低厂用电率；(7)降低新蒸汽的压力损失；(8)保持汽轮机最佳效率；(9)确定合理的运行方式；(10)注意汽轮机负荷的经济分配。11、试述在主蒸汽温度不变时，压力升高和降低对汽轮机工作的影响?答：在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高，整个机组的焓降就增大，运行的经济性就高。但当主蒸汽压

17、力超过规定变化范围的限度，将会直接威胁机组的安全，主要有以下几点：(1)调速级叶片过负荷；(2)主蒸汽温度不变，压力升高时，机组末几级的蒸汽湿度增大；(3)高压部件会造成变形，缩短寿命。主蒸汽压力降低时，汽轮机可用焓降减小，汽耗量要增加，机组的经济性降低，汽压降低过多则带不到满负荷。 12、除氧器滑压运行有何优缺点？答：优点: (1)提高除氧器运行时的热经济性； (2)简化热力系统,降低了投资； (3)使汽轮机抽汽点分配合理,提高了机组热效率.缺点:当负荷骤增时，除氧器压力增加，给水含氧量增加，当负荷降低时除氧器压力降低，容易造成给水泵汽化。13、运行中怎样判断加热器铜管有无漏泄? 答：加热器

18、漏泄可根据以下现象判断: (1)加热器端差上升； (2)加热器出口水温下降； (3)疏水水位升高或加热器满水； (4)如漏泄大时,汽侧压力上升,进汽管 疏水管发生冲击振动,进汽门 空气管法兰漏水等.14、高压加热器自动旁路保护装置的作用是什么？对保护有何要求？当高压加热器钢管破裂，高压加热器疏水水位升高到规定值时，保护装置及时切断进入高压加热器的给水，同时打开旁路，使给水通过旁路送往锅炉，防止汽轮机发生水冲击事故。对保护有三点要求：1、要求保护动作准确可靠（应定期对其试验）；2、保护必须随同高压加热器一同投入运行；3、保护故障禁止启动高压加热器。15、盘车运行中的注意事项有哪些？1、盘车运行或

19、停用时手柄方向应正确；2、盘车运行时，应经常检查盘车电流及转子晃动值；3、盘车运行时应确保一台顶轴油泵运行；4、汽缸温度高于200，因检修需要停盘车，应按规定时间定期盘动转子180°；5、定期盘车改为连续盘车时，其投用时间要选择在二次盘车之间；6、应经常检查各轴瓦油流正常，油压正常，系统无漏油。16、汽轮机危急遮断(ETS)功能？答： （ETS）根据汽轮机安全运行的要求，接受就地一次仪表或TSI二次仪表的停机信号，控制停机电磁阀，使机组紧急停机，保护汽轮机。危急遮断系统对下列参数进行监视，一旦超越正常范围，通过停机电磁阀，使所有主汽阀、调节阀关闭。保护信号有：1、超速110% 2、轴

20、向位移大 3、润滑油压低4、凝汽器真空低 5、EH供油油压低6、轴瓦温度高和回油温度高 7、差胀大8、轴承振动大 9、发电机主保护动作17、朗肯循环是通过哪些设备实现的?各热力设备在热力循环中起什么作用?答：朗肯循环是火力发电厂的基本热力循环,它是通过蒸汽锅炉、汽轮机、凝汽器和给水泵这四个主要热力设备实现的.各热力设备所起的作用如下:(1) 锅炉的作用: 锅炉包括省煤器、炉膛水冷壁和过热器,它将给水定压加热,最终产生过热蒸汽,即主蒸汽,然后通过主蒸汽管路送入汽轮机；(2) 汽轮机的作用: 蒸汽进入汽轮机进行绝热膨胀做功,将热能转变为机械能,做完功的排汽排入凝汽器； (3) 凝汽器的作用:将汽轮

21、机的排汽加以冷却,使其在定压下凝结成饱合水,其压力等于汽轮机排汽压力(4) 给水泵将凝结水进行绝热压缩,升高压力送回锅炉,送入锅炉的水称为给水.18、汽轮机在什么情况下应做超速试验？1、机组大修后；2、危急保安器解体检修后；3、机组在正常运行状态下，危急保安器误动作；4、停机备用一个月后，再次启动；5、甩负荷试验前；6、机组运行2000h后无法做危急保安器注油试验或注油试验不合格。19、何谓盘车装置?它的作用是什么?答：在汽轮机启动以前或停机以后,使转子低速转动的装置称为盘车装置.盘车装置的作用:(1) 防止汽机转子受热不均产生的热弯曲: 在启动冲转前一般要向汽封送气,这些蒸汽进入汽缸后大部分

22、留在汽缸上部,会造成汽缸上、下温差,停机后汽缸上、下部之间也会存在温差,此时若转子静止不动就会产生弯曲变形,因此必须盘动转子以防大轴弯曲； (2) 启动前进行盘车以检查汽轮机是否具备运行条件,例如是否存在动静部分摩擦及主轴弯曲变形,是否超过规定值等； (3) 在冲动转子时可减少惯性力.20、凝汽器真空下降有哪些危害？答：(1)使排汽压力升高,可用焓降减小,不经济,同时机组出力有所降低； (2)排汽温度升高,可能使凝汽器铜管松弛,破坏严密性；(3)排汽温度升高,使排汽缸及轴承座受热膨胀,引起中心变化,产生振动；(4)汽轮机轴向位移增加,造成推力轴承过载而磨损；(5)真空下降使排汽的容积流量减小,

23、对末级叶片的某一部位产生较大的激振力,有可能损坏叶片,造成事故. 第二单元 事故处理1、运行中由于高加水位高引起保护动作，高加自动解列，征象、原因、处理？1、征象：一、二抽抽汽逆止门关闭报警；高加水位高报警；高加危疏动作；主汽压力升高；负荷升高；抽汽压力升高。2、原因：一般是高加水侧突然泄漏且泄漏量较大，引起高加汽侧水位急剧升高，危疏动作后也来不及排放（我们现运行由于危疏电动门内漏较大，均手动关紧，经常会出现水位达到危疏动作值后，电动开不起现象，而使水位继续升高），处理不及引起高加保护水电磁阀动作，高加自动解列。其他原因有疏水器故障、疏水系统阀门误关等，但这种可能性较小。处理：1、确认高加水侧

24、已解列，联成阀已动作（如未动作，应立即开启保护水旁路）；高加汽侧解列，一、二抽逆止门及电动门均已关闭。2、立即联系锅炉，告知高加已解列，注意调整汽温、汽压；3、调整抽汽压力正常；调整除氧器压力水位正常；检查机组运行情况；关闭高加疏水至除氧器门。4、按规程规定接带负荷5、分析高加水位高原因，若无误操作原因，应关闭高加水侧进口联成阀、出口逆止门，对高加注水查漏。并通知检修，待查漏后系统隔绝进行检修。2、机组甩负荷征象、原因、处理？现象：1）主汽流量突然下降，汽压急剧上升并发出汽压高信号报警，过热器安全门可能会动作；2）各辅机电流有较大摆动；3）若发电机主开关跳闸，则声光报警，汽机跳闸。原因：1）系

25、统发生故障；2）汽机调速系统故障或电气故障；3）主蒸汽参数大幅度变化，晃动；4）EH油压波动。处理：1、根据机组工况变化解除各自动，切为手动操作，保持除氧器、凝汽器的水位正常；2、及时切换供热方式；3、根据情况切换轴封汽源。4、当低压缸排汽温度80时，喷水应自动投入，否则手动投入；5、注意汽机本体及管道疏水情况，机组振动、胀差、缸温、轴向位移、各轴承油温、油压及推力瓦温度等变化情况；当机组甩负荷、调速系统工作不正常引起危急保安器动作时：1如转速继续下降，则表明高、中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽调整门各抽汽逆止门关闭严密，应立即启动交流润滑油泵、高压调速油泵（若各汽门关闭后，汽机转速仍继续上

26、升，应按破坏真空紧急停机处理）；2、机组甩负荷、调速系统工作不正常、转速上升至3330r/min危急保安器动作时，应按紧急停机处理。 3、部分厂用电中断应如何处理？ 部分厂用电中断应做如下处理：（1）运行辅机跳闸，电流至零，事故嗽叭响，若备用设备自动投入成功，复置各开关，调整运行参数至正常。运行人员至现场全面检查，并及时向班长、值长汇报，要求恢复电源。（2）若备用设备未自动投入，应手动启动（无备用设备，可将已跳闸设备强制合闸一次，若手动起动仍无效，降负荷或降负荷至零停机，同时应联系电气，尽快恢复厂用电，然后再进行启动，6KV电动机最多强送二次（3）若需打闸停机，应起动直流润滑油泵。（4）如循泵

27、跳闸，注意真空，必要时即减负荷，凝泵跳闸注意凝汽器水位，水冷泵跳闸注意发电机定、转子水压，流量，防止保护动作及发电机振动，温度等。4、运行中发现凝泵出口压力下降，流量下降，除氧器水位调整器全开后水位仍下降，这是由哪些原因引起，如何处理？原因：1、凝泵故障；2、凝泵漏空气；3、热井水位过低或水温升高，引起凝泵打空或汽蚀；4、凝泵进口滤网堵； 5、再循环门误开；6、备用凝泵出口逆止门关不严，内漏大。处理：1、切换凝泵；2、开大密封水门同时查找漏空点，设法堵住；3、调整热井水位正常，查找是否有大量热源漏入凝汽器；4、对滤网进行适度敲击，无效后可投备用滤网；5、检查再循环门并确认关闭；6、关闭备用泵出

28、口门在处理过程中应根据实际情况进行分析处理5、全厂厂用电中断处理？ 全厂厂用电中断现象：周波突变后交流照明灯熄灭，事故照明灯亮；事故喇叭报警；各种交流电动机（循泵、凝泵、油泵、给泵）停止转动，电流表指示零，新蒸汽压力，温度下降，凝汽器真空迅速下降，排汽温度升高，凝汽器水位升高，给水压力下降至零。各种调节装置失灵。处理 ：（1）立即投入事故照明，厂用电中断，应立即减掉机组全部负荷；（2）立即断开所有交流电动机的操作开关，检查泵无倒转，一候电源恢复，即可启动投入运行。（3）凝汽器水位过高，（如真空已下降至“0”）可适当放水，关闭补水门，循泵电源恢复，在启动前要确认凝汽器排汽温度50 ，可缓慢微开循

29、泵出口门，使排汽温度逐渐下降；（4）轴封抽气器切向大气运行，轴封汽切其它汽源供给，防止大量冷空气进入汽轮机。（5）除氧器立即封汽、封水。（6）立即启动事故油泵，如运行正常，即汽轮机打闸停机，否则在交流油泵未恢复电源前，则设法维持汽机空转。（7）如汽压、真空下降，凝汽器水位升高严重，机组已无法维持空转，则手打危急遮断器，破坏真空或采取其它强制措施使转子尽早停转。（8）厂用电恢复后，如重新启动，司机应进行全面检查，除具备启动条件外，尤要检查转子弯曲值，新蒸汽温度，冲转后注意振动、声音、差胀，各轴承油温、油流等 ，切不可强行启动。6、炉MFT动作，有何征象？汽机相应处理？征象：1、MFT动作、汽机跳

30、闸等光示牌报警2、主汽门关闭光示牌报警3、发电机解列，负荷至0；主汽压力升高4、高中压主汽门、调门、CV、IEV关闭；各抽汽逆止门、电动门、供热快关阀关闭5、转速升高后下降处理： 1、注意转速已下降。检查高中压主汽门、调门、CV、IEV、各抽汽逆止门、电动门、供热快关阀确已关闭；2、根据转速下降及时启动交流润滑油泵（解除高压油泵连锁）3、厂母用汽切至邻机供，及时投入厂母至轴封汽4、调整好凝汽器、除氧器、稳压水箱水位；控制好除氧器压力、凝泵再循环开度。 5、检查各辅机运行情况（特别是给泵运行情况）6、联系邻机或老厂做好供热切换7、根据炉具体情况投入旁路系统并控制好旁路开度8、完成其他停机操作9、

31、炉处理正常重新点火，待各参数满足冲转条件，进行开机操作7、机组异常振动 现象：1） “轴承振动大”声光报警；2）TSI显示振动大且闪光；）DEH的CRT显示振动增大；4）就地检查机组振动明显增大.原因：1）机组负荷，参数骤变；2）润滑油压、油温变化大；3）汽轮发电机组发生动静磨擦；4）发电机定、转子电流不平衡；5）汽轮机进水；6）汽轮机断叶片，引起转子不平衡。处理：1、 机组振动达0.125mm报警时应适当减负荷，对照各显示表计变化查找原因；2、 如机组负荷、参数变化大引起振动，应尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽机差胀、上下缸温差变化；3、 检查润滑油温、油压及各轴承温度正常，否则调整润滑油

32、温、油压正常；4、 就地倾听汽轮发电机组内部声音，如振动加大的同时并伴有明显的异音，应立即按紧急停机处理；5、 检查汽轮机上、下缸温差，若温差大于42，迅速采取措施，必要时按汽机进水处理；6、 如因发电机引起振动，应降低机组负荷，查明原因；7、 检查胀差、轴向位移、绝对膨胀；8、若机组振动达0.254mm，立即手动脱扣汽机，按紧急停机处理。 8、炉一台风机跳闸，汽机应如何处理？1、立即开大CV，较快退出供热，撤调压器，关闭供热电动门，同时通知邻机或老厂做好供热切换2、若CCS未跳，可进入炉MCS机组指令给定界面进行减负荷操作（单送负荷减至80MW、单引负荷减至90MW左右），并根据主汽压力下降

33、情况适当增加减负荷速率（一般要达到8%）；若CCS已跳，可在汽机DEH总貌控制中，打开控制设定值画面进行减负荷操作（也可在炉MCS中燃料控制界面中通过DEH设定进行关小调门来实现减负荷）3、调整好轴封汽压、凝汽器水位、除氧器水位及压力等工作4、全面检查机组运行情况5、如锅炉在处理过程中MFT动作，做好停机各操作9、凝汽器真空下降的征象、原因、处理？1、征象：1）各真空表计显示真空下降，DEH的CRT真空显示下降；2）汽机低压缸排汽温度升高；3）立盘“真空低”发生声光报警；2、原因：1）循环水泵故障；2）轴封系统工作不正常；3）凝汽器热井水位高或满水；4）射水泵故障；5）真空系统泄漏；6）稳压水

34、箱断水；7）旁路系统误动。3、处理：1、发现凝汽器真空下降、排汽温度升高，在查明原因的同时，应启动备用射水泵；2、凝汽器真空下降至81kPa时，立盘“真空低”声光报警，汽轮机减负荷，直至报警消失；3、凝汽器真空下降至78kPa，汽机自动事故脱扣，立盘“真空低停机”声光报警，否则手动脱扣停机，按事故停机处理。4、检查循环水系统：循环水压力是否正常，若循环水压力低，检查循环水系统是否泄漏、堵塞；检查凝汽器循环水进出管压力是否正常，差压高则进行凝汽器胶球清洗；检查循环水泵运行正常，否则应切换水泵或启动备用循环水泵保持循环水压力正常。5、检查轴封系统：轴封母管压力低，则检查各汽源控制站和溢流阀工作是否

35、正常，否则应及时调整恢复其正常；若低压轴封母管温度低，应手动调整恢复其正常；检查轴封疏水是否正常，水封是否破坏；6、检查凝汽器热井水位是否高于正常值，若热井水位高，应尽快查明原因进行处理；7、检查低压抽汽法兰、低压结合面及导管是否有漏汽的地方，如真空系统泄漏使真空下降至汽机停机，应联系检修处理；8、检查射水泵工作是否正常；检查射水箱水位和水温，必要时开大补水门加水。9、稳压水箱水位过低或断水，应立即通知化学增开除盐泵，开大稳压水箱补水门，根据真空下降情况，增开一台射水泵（亦可瞬时关闭稳压水箱下水门）；10、检查真空破坏阀是否误开；水封是否破坏。10、 润滑油压下降 征象、原因、处理？1、征象：

36、1) 立盘“润滑油压低”声光报警；2) 电脑中显示轴承金属温度和回油温度上升；3) 就地润滑油压力表指示下降。2、 原因1) 主油泵、射油器工作不正常；2) 压力油管泄漏；3) 冷油器泄漏；4) 主油箱油位低；5) 交直流润滑油泵出口逆止门不严；6）润滑油滤网堵。 3、处理：润滑油压下降至0.08Mpa，交流润滑油泵应自启动，油压下降至0.07Mpa，直流润滑油泵应自启动，否则应手动投入。如油泵启动后油压仍下降至0.045MPa，应立即停机，并注意监视汽轮发电机组各轴承金属温度变化；检查主油泵进出口压力是否正常，若是主油泵、射油器工作失常，应启动高压调速油泵和交流润滑油泵并汇报相关领导准备故障

37、停机；检查润滑油管道是否有泄漏；对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏，应进行冷油器切换；检查交直流润滑油泵出口压力表，若是出口逆止门不严，应联系检修，并汇报有关领导；检查润滑油滤网差压，及时切换。如润滑油压下降至脱扣值，则应紧急停机，并注意油压下降情况，防止断油烧瓦事故的发生；若由于主轴箱油位低引起，应立即补油至正常。 11、轴向位移增大的征象、原因、处理？1、征象：1）发出“轴向位移大”声光报警；2）TSI显示轴向位移增大；3）推力瓦块及推力轴承温度升高。2、原因1）高负荷时，蒸汽温度、压力及真空低；2）汽机通流部分严重结垢；3）推力轴承，推力瓦块损坏；4）汽机发生水冲击；5）机组负荷变化较大；

38、6）抽汽运行方式变化，7）汽轮机进水或主、再热蒸汽温度下降过快；8）叶片严重结垢、断落；9）凝汽器真空下降；10）汽机高、中压缸单缸进汽或某一侧进汽；11）旁路系统误动，在机组运行中开启。3、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，推力瓦块温度达90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107且回油温度明显升高，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、

39、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。12、汽轮机水冲击的征象、原因、处理？征象：1）主蒸汽温度或再热蒸汽温度急剧下降；2）汽轮机振动增大、差胀有明显变化并有水击声；3）蒸汽或抽汽管道发生振动或有水冲击声；4）主汽门、调节汽门、汽缸结合面等处有湿蒸汽冒出；5）轴向位移增大，推力瓦块温度及推力轴承回油温度升高。原因：1）锅炉满水或过负荷，产生汽水共腾。2）锅炉燃烧不稳或调整不当。3）轴封进水。4）启动过程中暖管暖机不充分或疏水不畅。5）加热器满水且抽汽逆止门不严。6）旁路减温水误动作。7）启机时水未排尽或不畅。

40、处理：1、确证是否汽机发生水冲击，若是应迅速采取紧急停机措施破坏真空，尽快使转子静止；2、迅速开启汽机本体、主再热蒸汽管道及有关蒸汽管道疏水门注意排汽缸温度上升情况，及时投入低压缸减温水；3、如果由于加热器、除氧器满水引起水击，应立即关闭抽汽管道隔离门并放水；4、检查主汽门、调节汽门及各段抽汽逆止门应关闭；5、记录惰走时间，倾听机组内部声音；6、检查串轴、胀差、推力瓦温度、回油温度及振动情况；7、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，待高、中压缸及抽汽

41、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；8、汽轮机发生水冲击时，如轴向位移上升至极限值或推力瓦温度和推力瓦回油温度上升，惰走时间明显缩短，应停机检查。13、 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、中压主汽门、调门、 高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，负荷

42、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、解除射水泵连锁，停运行射水泵，开凝汽器真空破坏门。5、旁路不能投。6、检查并调整凝汽器、除氧器水位维持在正常范围。7、检查低压缸喷水阀自动打开。8、开启汽机中、低压疏水（主再热管道疏水不能开启）。9、根据凝汽器真空情况及时调整轴封压力。10、在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机内声音。11、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。12、完成正常停机的其它有关操作。 14、机组跳闸后，作为司机，在处理过程中应注意什么？1、注意汽机转速，升高后应下降。若仍有上

43、升趋势，应立即开启真空破坏门，并联系锅炉开启主再热向空排气门。检查高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、电动门，供热电动门、快关阀均应关闭（必要时停运EH油泵）。并可开启主再热主汽门前和供热快关阀后直排疏水；在切换厂母汽源切换时，应注意三抽至厂母电动门已关闭；在供热切换时，若原与系统并运供热，转速上升时，可先关闭并运门；若单机供热，应待转速下降后并确认供热出口各阀门均已关闭后再行供热切换操作。旁路系统需检查，确认未投。2、润滑油压：在转速下降后应立即启动交流润滑油泵并监视好油压3、轴封汽：及时开启厂母至轴封汽门，做好厂母汽源切换。若厂母备用汽源一时投不上，应尽量将除氧器保压（给泵机封冷却水及时切换

44、工业水。但注意凝结水不能完全切断，以防再进水时管道振动）。然后将主蒸汽至轴封汽暖管投上（注意供汽温度）或旁路投运后将高排至厂母门开启4、旁路投运时，应注意往往因压力差原因二旁不能及时开启 ，在确认二旁开启正常后才能开启一旁，注意二旁压力，并做好减温水的调整。同时注意调整旁路开度不要过大，以锅炉要求为准，防止流量过大造成炉汽温下降过快影响设备安全及机组再启动时间。5、如停机时间较长，疏水联箱上主蒸汽疏水手动门必须开启；对主再热甲乙管道低点疏水现场开启必须准确6、注意除氧器压力水位调整，不能下降过快，防止给泵汽化7、做好凝泵再循环门的调整，防止凝结水超压8、给泵再循环联开后，应将联锁解除，防止锅炉

45、在进水时，由于流量波动而引起再循环时开时关，造成给水压力、流量大幅度波动9、再启动复置时，CV应放在自动位置，同时检查复置后就地确实开启。10、复置时若高压油泵故障，可手动压下隔膜阀，但必须记得3000转后并网前应退松11、在机组开始并网带初负荷时，一旁最好不要收，从以前135机组跳机后再启动来看，一旁在带负荷后关小，电负荷会下降，要等高调门开大，负荷带到10MW左右再逐渐关小旁路12、热态启动并网后加负荷速度应快一些，注意调节级温度不下降或下降不多，尽快将负荷加至调节级温度开始上升，但应注意温升速度。除氧用汽在三抽压力满足后应尽快切至本机供，低加应随机启动，高加在抽汽压力满足后及时投运。 1

46、5、负荷骤变、晃动 现象：1) DEH的CRT功率窗口显示突变；2) DEH的CRT各调节阀位指示晃动；3) DEH的CRT显示调节级压力及各抽汽压力变化。原因：1) 电网频率波动，发电机振荡或失步；2) 控制回路故障；3) EH油压波动；4)调节阀失灵。5）供热流量晃动。处理：1 根据现象各指示报警，查明原因；2 2若电网频率变化，引起机组负荷骤变，应使机组负荷不超过最大保证负荷；3 如发电机振荡或失步，引起负荷骤变，可按发电机的异常运行和事故处理；4 如果控制系统不正常，引起负荷骤变，而汽机控制方式在“操作员自动”时不能消除机组负荷晃动，联系热工，必要时则切至“手动”；5 如EH油压波动引

47、起负荷晃动，应立即启动EH备用油泵，停止运行EH油泵，联系检修人员处理，若不能立即消除EH油压波动，又不能维持机组正常运行，应减负荷停机；6 如果调节阀失灵，应查明原因，联系检修人员处理；7 负荷骤变，抽汽压力不能满足除氧器压力需要时，应检查备用汽源切换正常，切除供热；8 注意检查除氧器水位、压力，凝汽器水位、轴封系统正常；9 检查各轴承、推力轴承金属温度及回油温度、汽机轴向位移、差胀、振动等情况。 第三单元 综合类第一部分 操作题第1题n 高加汽、水侧投入操作步骤（1）高压加热器投入前，确认检修工作结束，工作票收回；（2）通知锅炉及电气准备投高加；（3）对给水系统进行全面检查，确证高加保护正

48、常且投入；（4）联系电气热控将、段抽汽电动门，抽汽逆止门送电，高加危疏，高加疏水到除氧器电动门、调整门送电；（5）关闭高加出入口门间所有放水门及高加本体汽水侧放水门；（6）开启汽侧放空气门，危疏以及、段抽汽逆止门及电动门前后疏水门；（7）开启高加水侧放空气门； （8）开启#4高加疏水至除氧器手动门；（9）全开高加注水一次门，稍开高加注水二次门向高加注水，控制管壁与管板温升速度；（10）当高加水侧放空气门见水后关闭水侧放空气门；（11）高加水侧全压后关闭注水门，检查高加水侧压力不下降，汽侧水位不应升 高，危疏门无水流出，可判定高加不漏；（12）开启高加注水门，先开联成阀出口逆止门，再开进口联成阀

49、，注意联成阀及其出口逆止门阀芯应开启，给水走高加，关注水门； （13）关闭高加危疏门，稍开高加进汽门；（14）高加汽侧放空气门见汽后关闭。（15）通知锅炉准备投高加；（16）充分疏水，按照#4、#5的顺序投入高加，逐渐开启、段抽汽电动门，控制给水温升速度不大于3.7/min；（17）根据四号高加汽侧压力高于除氧器压力0.2 MPa时，开疏水到除氧器电动门、调整门。第2题n 高加汽水侧撤运操作步骤（1）收到检修高加工作票或得到停止高加运行命令，通知锅炉停运高加；（2）逐渐关闭、段抽汽电动门，控制给水温降速度不大于3.7/min，关闭#4高加疏水至除氧器疏水调整门，电动门并注意高加汽侧水位变化；（

50、3）根据高加进汽门关闭情况适当减少机组负荷，防止机组超负荷运行；（4）、段抽汽电动门逐渐全关并关严，同时关闭、段抽汽逆止门，开启抽汽管道疏水，开启#4、#5高加汽侧放水门。（5）联系电气将#5、#4高加进汽电动门，#4高加疏水至除氧器疏水调整门停电； （6）通知锅炉，给水系统准备切换，确证高加进汽门均关闭后，开高加保护水进水旁路电磁阀，切除高加水侧，给水走旁路；（7）手动紧进口联成阀，出口逆止门手轮；关严高加注水一、二次门； （8）开启高加汽侧空气门。（9）开启#4、#5高加水侧放空气门，放水门；（10）观察高加汽侧压力表指示回“0”，水侧放水无水，高加本体及管道温度降低后通知检修，将工作票发

51、出。第3题n 冷油器切换操作步骤n 接值长通知，准备切换 机冷油器。n 检查 机备用冷油器正常。n 稍开 机备用冷油器进油门，开启油侧放空气门，放尽空气后关闭。n 全开 机备用冷油器进油门。n 稍开 机备用冷油器进水门，开启水侧放空气门，放尽空气后关闭。n 开启 机备用冷油器进水门。n 缓慢开启 机备用冷油器出油门，注意润滑油压，油温。n 根据油温情况用出水门调节。n 缓慢关闭 机原运行冷油器出油门，注意润滑油压，油温。调整好油温。n 关闭 机原运行冷油器进出水门，进油门。n 操作完毕，汇报值长。 第4题n 给泵系统隔绝操作步骤n 接值长令， 给泵隔绝n 给泵拉电，关闭给泵出口电动门，再循环电

52、动门，再循环调门，全关后拉电n 关闭给泵中间抽头门，倒暖门n 关闭给泵进口手动门，关闭时注意泵体内压力，若压力起压则应立即开启重新隔绝n 开启前置泵进口滤网放水门，主泵进口滤网放水门，主泵泵体放水门，给泵泄压n 如油系统有工件，油泵停运，拉电。给泵隔绝完毕，汇报班值长 第5题n 135MW机组给泵切换操作n 接值长令， 给泵切换。确认检修工作票终结，检修人员退出现场，卫生整洁。n 联系锅炉、电气，切换给泵。n 检查备用泵各阀门位置，各压力表计，润滑油油位，油压，密封水，冷却水开启（注意油温，一台工泵运行时应注意工业水压力。），各联锁投入正常，关倒暖门，一切正常后准备倒泵。（有条件可先试试备用泵

53、勺管和再循环开关正常，检查时应加强检查检修过的地方。），通知锅炉倒给泵，调稳汽包水位后运行泵给水切手动。n 将备用泵勺管调至10%左右，启泵，检查正常后，将勺管上调至30%，稍停，注意各轴承、推力瓦温度，油压，调整油温。 n 一切正常后，继续上调泵用泵勺管，待出水后视给水流量，立即下调运行泵勺管，上调备用泵勺管，注意前置泵流量与给水流量的变化，注意汽包水位的变化和再循环动作情况。及时开启（关闭）再循环。n 根据汽包水位，调整给泵出力调稳后交给锅炉调整。n 就地再次检查启动的泵正常，调下待停泵的勺管（在下调过程中防止出口逆止门关不严），停泵。给水投自动，开备用倒暖门，备用，投入联锁。n 若切换过程中，备用泵发现异常应立即停止切换，恢复原运行泵工作。n 操作完毕