某厂汽机考试试题与答案

某厂汽机考试试题与答案

1.填空题：

1、抗燃油泵为压为补偿式变量柱塞泵，额定压力为14.OMPa,流

量为100t/h。

2、发电机密封油泵油压低于0.54MPa时备用油泵联动,油压

低0.54MPa延时」秒直流油泵联动，主密封油泵额定电

流一42.2A,机组正常运行中密封油滤网后压力为

0.7-0.8MPa,滤网压差最大不超过0.138MPa。

3、机械超速保护由危急遮断器，危急遮断装置,遮挡隔

直阀组」和机械遮断机构组成。

4、抗燃油压力低于一LUMPa时联动备用泵，低

于7.8MPa时经ETS发信号停机。

5、高加水位高I值为518mm,高II值为568mm,高HI值

为618mm,高压加热器投入运行时，一般应控制给水温升率不

超过5℃/min。

6、300MW机组凝结器端差设计值#2机为W2.94℃,#1、3、4

机为W4.5℃,凝结水过冷度均为《0.5

7.循环水泵前池深度为-6.5米，泵入口最小淹没深度为

3.5米，如果每三梯水位为1米，则正常运行中水位不能低

于7梯，到9梯以上泵入口容易进空气打不出水。

8、机组滑停过程中主汽温度下降速度不大于一LJG/min。

9、顶轴油泵额定电流103A,机组正常运行中各轴承顶轴油

压力（油膜压力）为5MPa左右。

10、汽轮机上下缸最大温差通常出现在调节级处,汽轮机转

子的最大弯曲部位在调节级附近。

11、真空严密性试验在3^额定负荷以上，且负荷稳定才允

许试验。

12、机组满负荷运行中高旁减压阀后蒸汽温度应低于420℃,

低旁后温度应低于180°C.

13、机组在非并网状态且转速超r/min时，0PC动作，

在并网状态且转速超3090r/min时，延时3s动作0PC,

在并网状态且转速超3150r/min时，延时2s动

作跳机。

14、高低加水位自动投入时，实际运行水位与设定水位值偏

差―100时“自动”会自行切除。

15、发电机在额定负荷下运行时，当定子冷却水流量低于断水保

护整定值35t时延时30秒发电机跳闸。

16、危急遮断器提升转速试验即在做提升转速试验之前，应使机

组带25%负荷并且暖机运行不少于4小

时。

17、当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350°C

时，且高中压胀差值在允许范围以内，可停止汽缸夹层加热系统。

18、当轴向位移增大至0.6mm或T.05mm时,应及时汇报值长，

采取减负荷方式，使转子轴向位移下降至正常值。当轴向位移增

大至L2min或一L65nun时,汽机自动遮断停机，

否则应手动破坏真空紧急停机。

19、氢纯度和含氧量必须符合规定标准；发电机氢冷系统中氢气

纯度不应低于96%,含氧量不应超过一3%。如果达不

到标准，应立即进行处理，直到合格为止。

20、小机主油泵出口母管压力正常为，MPa,低

至047MPa时报警。此时应查找油压下降原因。低

至047MPa时，确认备用主油泵应联锁启动，否则应立即

单操启动。若油压降低是由于备用泵出口逆止门关不严造成，应

切换油泵运行或联系检修处理。

21、正常运行中，工频运行凝结水泵出口压力」^MPa电流

应W侬A,电机定子温度下120℃,（变频运行泵出口压

力在1.0-2.5MPa）,水位控制在775mm。

28、汽轮机真空严密性试验合格新标准是一270Pa/min。

29、汽轮机总通流级数为27级,其中中压缸通流级数

为6级。

30、调节级压力最高不能超过一13.78MPa,一抽压力最高

不能超过.6・57MPao

31、凝结器冷却面积为17000n?,循环水流量

为31840t/h。

32、TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机偏心、轴向位移、转

速、总胀、差张、轴振、瓦振等起到监测

显示作用。

33、大型机组超速试验均在带25%负荷运

行4h后进行，以确保转子金属温度达到转子（脆

性转变温度）以上。

34、高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位上选、给水温

度下降，汽侧压力升高，汽侧安全门动作。

35、滑停过程中主汽温度下降速度不大于1℃/mino

36、汽轮机的寿命是指从投入运行至转子出现第一

道明显裂纹期间的总工作时间。

37、汽轮机超速试验应连续做两次，两次的转速差小

于18r/mino

38、当抗燃油油油.2MPa时,发出报警信号，同时联动备用

泵；当抗燃油路油压PW7.8MPa,通过ETS发出停机信号（三取

二逻辑），同时报警。

39、《汽机规程》规定汽轮机主机支持轴承温度达105℃时手动

停机，推力轴承温度达一110°C手动停机.

40、#5、6低加正常运行中正常疏水水位设定值

为420mm,事故疏水设定值为5008低加

水位高I值670mm；高II值710mm时报警,事故疏

水阀自动开足，关*7低加出口电动门和*低加进口电动门，开旁路

电动门。

41、滑参数停机过程中汽缸金属温度下降速度不超

过1℃/min,在主蒸汽温度下降30℃左

右时，应稳定5〜10分钟后再降温,目的是控制主蒸汽与再热蒸汽

的温差在规定范围内，并保证汽轮机的热膨胀和胀差均匀收缩下

降。

42、机组停运备用，无特殊情况下发电机内冷水系统应维持运行，

并控制内冷水温度在42-48℃,防止发电机结露o

如因检修原因停运内冷水系统，在机组启动前应及时投入内冷水

系统运行，控制水温在42-48℃,并测发

电机绝缘合格方可启动。

43、汽轮机每次冲转前及停机后要求测量转子晃度及盘车电流,

偏心值在原始高点相位处的偏差值不大于O02mm,上下

缸温差小于皿C,主汽温度高于金属温度50℃,

过热度大于50°C。

44、当内冷水电导率（。1）大于2uS/cm时,应进行换

水；当离子交换出水电导率（。2）大于us/cm时，应对

离子交换器树脂进行再生处理。

45、危急遮断器喷油试验条件；1）转速在3000r/min

内。2）高压胀差小于3mm。3）钥匙开关在试验

位____。（注油试验（喷油压出试验）精讲学习（附操作票））

主汽阀、调节阀严密性试验允许条件：1）机组与电网解列，DEH

在“自动”方式；2）主汽压力保持在50%额

定汽压以上，开启高旁，再热器带压；3）夹层加热退出；4）

投入交流润滑油泵o5）顶轴油泵试运正常；6）汽机转速

为3000r/min。

46、润滑油压低保护：当润滑油压降至0.08MPa时，发出

报警信号，润滑油压降至0.07MPa时，启动交流润滑油泵；当

润滑油压降至006MPa时，启动直流事故油泵，三取二逻辑停

机并报警；当润滑油压降至0.03MPa时，切断盘车电源，

并报警。

47、汽机轴向位移大保护：汽机轴向位移大于1.2mm或者小

于T.65mm（相或），ETS动作。

48、热备用停炉过程中，锅炉降负荷率为1MW/min,降压

速度0.IMPa/min,降温速度1℃/min,熄火解列后的汽温不

低于430℃,汽压不小于8MPa。

49、高压内缸内壁上、下温差V35℃,外缸外壁上,下温差V

50℃,内缸外壁与外缸内壁温差＜50℃,外缸法兰内外温差

V80℃，外缸左、右法兰温差＜10℃,上、下法兰温差〈10℃。

50、当高、中压外缸下半高压进汽口处外壁温度超过350℃时，

且高、中压胀差值在允许范围内，方可停止夹层加热系统。

51、进行单顺阀切换时，必须达到两个条件：即自动和功

率回路投入,且已并网。

52、发电机密封瓦回油温度运行中应W65℃,进油温度为V

50℃。

53、汽轮机在额定负荷运行时，当汽温低于532℃,应及时调整正

常，低于520℃时，应减负荷运行，若无效时，低于450℃时，

应减负荷到0,再降到430℃不能恢复时，应手动停机。

54、当汽轮机轴向位移增大到+1.2rrnn或一1.65mni时,汽机

自动跳闸，否则应手动破坏真空紧急停机。

55、小汽轮机主油泵出口压力低于0.47MPa时,备用油泵应联

动，润滑油压降到0.068MPa时,经METS三取二逻辑停机。

56、高压加热器投运时，温升率最大允许为L83°C/min,83

高加汽侧压力大于除氧器压力0.147MPa时，方可倒高加流水至除

氧器。

57、高加正常运行中，高加上端差为5T1C。

58、主机润滑油箱油位最新定值规定，报警值低I值一TOOmm,

低II值-200mm,正常运行中就地波管油位计油位应控制

在1500mm。

59、除氧器水箱水位高I值时报警2400,联关除氧器水位

调节阀，高II值时报警2500mm,联关除氧器水位调节阀和

旁路可调电动门，并联开除氧器溢水电动调整门。高III值

时2700mm,联关四段抽汽至除氧器电动门、气动逆止门和辅汽

至除氧器电动门、电动调节阀，并联开除氧器事故放水门。

60、汽轮机启动或运行中高中压外缸上下壁温差大于或等

于50℃,高中压内缸上下壁温差大于或等

于35C。

61、汽轮机启动到3000r/min定速后停止交流油泵运行时，应注意

监视主油泵出口油压应稳定在L8MPa,润滑油压不低

于o.1MPa。在并网前，主蒸汽温度与再热蒸汽温度之

差应不大于50°C,

62、当发电机冷氢温度〉40°C,检查氢冷器水侧是否有空气，

调整氢冷器进出水门，维持发电机氢冷器进水压

力0.1-0.2MPa,冷氢温度35-40°C,调整发电机密封

油压和氢压至额定正常值。

63、汽轮机允许在电网频率48.5-50.5Hz之间连续运行，

当电网频率偏离制造厂允许频率时应加以限制，达到极限值时应

立即解列发电机。

64、小机主油泵出口母管压力正常为0.70MPa,低

至0.47MPa时报警，此时应查找油压下降原因，低

至O47MPa时，确认备用主油泵应联锁启动，否则应

立即单操启动。

65、EHC泵及油循环泵的滤油器压差应＜0^卜小",再生装置的

每个滤油器压差应V0.138MPa；当EHC泵、油循环泵滤

油器压差20.138MPa及各油动机滤油器压差

0.34MPa时，或其已运行一年时均应更换滤芯。

66、真空严密性试验试验条件：6汽轮机负荷在240MW以上，

稳定运行时作该试验。2）备用真空泵处于备用状态。3）试验中

排汽压力升至17.86kPa（真空降至73.1Pa）排汽温

度高于58°C时，应停止试验，恢复真空。

67、旁路保护动作条件：1）主汽压力高18.0MPa动作高旁，

2）再热蒸汽压力高3.8MPa动作低旁；3）汽机跳闸、发

电机跳闸、手动快开时旁路保护动作。

68、减负荷过程中，当四抽压力低于0.147时,除氧器倒为

厂用汽供汽，维持定压运行。

69、汽轮机排汽缸温度保护：当汽轮机低压缸前后任一点排汽温

度》80℃,自动投入喷水阀，当排汽缸前后点温度

V65℃,自动停止喷水。

70、超速试验应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不应超

过"r/mino各次动作转速均应在3300-3330r/min范

围内，并力求减少超速试验次数。

71、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。

72、高压缸暖缸结束的条件：当高压内缸调节级处下半内壁金属

温度升到150℃以上，保温1小时。

汽轮机问答题:

1、机组连续盘车期间，盘车投运操作步骤及盘车跳闸后注意事

项？

答：投运前检查

1）、检查润滑油泵、顶轴油泵启动运行，各个轴承顶轴油压在

9-14MPa,润滑油压在0.10-0.12MPa,盘车控制箱上顶轴油压和润

滑油压指示灯亮，电源、甩开到位灯亮，其余指示灯不亮。

2）、检查各个轴承顶起高度大于30um,开启盘车装置润滑油门

和啮合装置活塞缸（电磁阀）进油门。

3）、紧急旁路启动回路控制箱内电源断开。对原盘车启动控制箱

内电源空开分合闸一次进行复位，盘车控制箱上顶轴油压和润滑

油压指示灯亮，电源、甩开到位灯亮，其余指示灯不亮。

投运操作

1）、半自动投入（正常情况使用该方法）：当转速降到30r/min

时到就地检查启动条件达到和等候，转速降到10r/min将盘车允许

钥匙开关打到“允许”位，“手动/自动”切换开关打在“手动”

位，转速降到5r/min时点盘车电磁阀按钮，等待30秒钟后盘车自

动啮合到位，电机自动启动投入盘车运行。

2）、全自动投入（规定不允许使用，原因为转速低于L5r/min

时电磁阀动作信号不可靠）：将盘车允许钥匙开关打到“允许”

位，“手动/自动”切换开关打在“自动”位，汽轮机转速低于

L5r/min时电磁阀动作，盘车自动啮合到位，电机自动启动投入

盘车运行。

3）、全手动投入：在半自动投入方法不能投入，盘车不能啮合时

将盘车装置电源断开，就地用螺丝刀顶住电磁阀或关闭电磁阀进

油门，用扳手拆开啮合装置活塞缸下螺丝后用螺丝刀用力顶住内

部活塞，搬动盘车推杆和逆时针转动电机手轮进行啮合后，将盘

车允许钥匙开关打到（允许）位，（手动/自动）切换开关打在（手

动）位，盘车应启动运行，如不能启动应再按：点动投入按钮进

行盘车投入。

4）、旁路硬回路投入：该系统是增加的，正常情况下严禁使用，

只有在缸温较高紧急情况下采用上述半自动投入不成功时，在确

认各个轴承顶轴油压在9T4MPa,润滑油压在0.10-0.12MPa,盘车

啮合到位后方可使用该操作方法。操作时先检查各个轴承顶轴油

压在9T4MPa,润滑在0.10-0.12MPa,盘车啮合到位，先断开原软

启动控制箱内电源开关，后合上旁路硬回路投入控制箱内电源开

关，检查操作控制箱电源正常，直接按启动按钮进行投入盘车运

行。

5）、上述任何操作投入盘车运行后，均要进行检查测量监视盘车

运行电流和大轴晃动值，值班员在值班记录中必须准确记录机组

转子静止时间、盘车启动投入运行正常时间、、盘车电流、大轴

晃动值。

6）、正常情况下，自动柜内动力电源空开QF2和控制电源空开QF1

合上，软启动器及PLC上各指示灯指示正常，无告警。旁路柜内动

力电源空开QF3和控制电源空开QF4断开，双投刀闸打至“自动”

位置（向下）。正常情况下，双投刀闸在“自动”位置禁止操作,

并在该刀闸把手上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。

1、7）、当盘车软启动不能起动，需要采用旁路投入盘车时，应

首先将自动柜内动力电源空开QF2断开，然后将旁路柜内双投刀闸

打至“旁路”位置（向上），最后再合上旁路柜内动力电源空开

QF3和控制电源空开QF4

2、高加解列的注意事项及反措。

1、汽包水位的调整

高加解列后，由于减少了几段抽汽，所以汽包压力迅速升高,

汽包水位会瞬时下降，形成虚假水位，给水自动会大幅增加给水

流量，因此，此时应立即解除给水自动，观察给水流量和蒸汽流

量是否匹配，如给水流量因之前的给水自动加得太多，应适量减

少给水流量，使其与蒸汽流量匹配，防止汽包水位上升过多。几

分钟后，由于进入汽包水冷壁的给水焰值降低，水冷壁内产生汽

泡量减少，汽包水位将持续下降，此时应适当根据汽包水位的变

化程度逐步增加给水流量以维持汽包水位，但此时又因为大量欠

焙水进入水冷壁，水冷壁内产生汽泡量减少，造成汽压下降，相

对应的饱和温度下降，炉膛及水冷壁剧烈放热，水位又会迅速上

升，所以增加给水流量要适当，发现汽包水位回头后要及时适当

减少给水流量，所以调节时要根据水位超前调节C这个过程过后

汽包水位就会趋于平稳，转入正常调节。

2、汽温的调整

高加解列时，蒸汽流量瞬时降低，此时燃料量变化不大，烟

气流量及烟气温度变化不大，过热汽温会升高，有超温的可能，

此时要及时开大减温水，注意参照二级入口汽温及时进行调整，

但要注意减温水对汽包水位的影响；再热汽温，由于再热蒸汽会

有所增加，在两者综合作用下，再热汽温初期不应变化很大（初

期应有下降趋势），此时根据变化情况适当调整即可。后期为维

持负荷及汽包压力，加大燃料量，虽然水冷壁的吸热量增加，但

烟温与燃料量是成比值增加的，此时的烟气流量及烟气温度也会

增加，主再热汽温随之升高，需进一步开大减温水。所以，高加

解列后，汽温成为限制负荷的一个主要因素。另外，由于烟气流

量及烟气温度的上升，蒸汽流量的减少，换热量对应的减弱，锅

炉管壁温度会升高，这又是限制负荷的一个主要因素。

3、燃烧调整

高加解列时，由于抽汽量减少，同时调门响应需一定的时间,

这部分蒸汽在高中压缸内做功，负荷会瞬时升高，有可能造成负

荷上升至320MW以上，同时再热器可能超压，此时锅炉要立即适当

减弱燃烧，减少相应的风量，防止超压、超负荷，直至压力开始

稳定下降。后期由于较低温度的给水进入水冷壁，蒸发量会下降,

主汽压力会下降，负荷也会逐步的下降，此时锅炉要及时增加燃

料量，但必须根据主汽温度的情况进行增加，同时要注意监视各

段管壁温度，防止发生超温事故。

1、高加解列的初期，负荷会上升很多，此时应注意汽机安全监视

参数，必要时手动降低负荷；汽机轴向位移：高加解列，一、二、

三段抽汽量减少，高中压缸做功比例增加，但部体来说，高压缸

有两段抽汽量，因此高压缸做功增加比值较大，汽机具有一定的

反动度，高压缸增加的轴向推力较中压缸要大，因此轴向位移会

向机头方向增大，但一般幅度不会很大，加强监视即可。

1、除氧器水位调整：高加疏水正常是进入除氧器的，高加解列后

进入除氧器的水量减少，同时解列初期给水自动会自动加大给水

流量，因此除氧器水位会下降，此时要调节凝结水流量维持除氧

器水位；后期负荷降低，除氧器水位可能又会回升，但回升幅度

与负荷下降的程度有关，因此，调节程中要根据除氧器水位变化

的幅度调节凝结水流量。

2、如高加解列系DCS模块瞬时故障引起高加水位虚假变化造成（实

际水位没有变化），应尽快将高加水侧投入运行，减少对汽包水位

和汽温的影响。高加水侧投入运行后，按规定操作投入汽侧运行。

处理过程中的注意事项:

一、从历次高加解列来看，初期汽包水位自动都会产生过调现象,

所以，高加解列后应立即解除水位自动进行人为调整，避免水位

发生大幅度波动。

二、高加解列初期一定注意检查旁路切换是否正常，防止发生锅

炉断水，再有，在恢复的时候，投入水侧时也要注意检查高加出

口门是否开启正常。

三、高加解列后后期加负荷要注意主再热汽温及管壁温度，防止

超温O

恢复过程中投高加时，汽侧开启速度不能太快，防止再热器超温。

3、高加解列的现象：

1）事故音响发出，高加解列光字牌报警，抽汽电动门、抽汽逆止

门联关，高加进口三通阀和出口电动门联关。

2）负荷上升，主汽压力调节级压力上升，主汽温度上升，再热汽

压上升，再热汽温下降。

3）汽包水位先下降，给水流量增大，蒸汽流量瞬时降低，小机调

门自动开大，几分钟后汽包水位迅速上涨。

4）给水温度降低，除氧器水位下降，凝汽器水位上涨。

高加解列后的处理:

1）汽包水位的调整

高加解列后，应立即解除给水自动，观察给水流量和蒸汽流

量是否匹配，如给水流量因之前的给水自动加得太多，应适量减

少给水流量，使其与蒸汽流量匹配，防止汽包水位上升过多。几

分钟后，由于进入汽包水冷壁的给水熔值降低，水冷壁内产生汽

泡量减少，汽包水位将持续下降，此时应适当根据汽包水位的变

化程度逐步增加给水流量以维持汽包水位，但此时又因为大量欠

焰水进入水冷壁，水冷壁内产生汽泡量减少，造成汽压下降，相

对应的饱和温度下降，炉膛及水冷壁剧烈放热，水位又会迅速上

升，所以增加给水流量要适当，发现汽包水位回头后要及时适当

减少给水流量，所以调节时要根据水位超前调节C这个过程过后

汽包水位就会趋于平稳，转入正常调节。

2）汽温的调整

高加解列时，要及时开大减温水，注意参照二级入口汽温及时进

行调整，但要注意减温水对汽包水位的影响；

3）燃烧调整

高加解列时，立即适当减弱燃烧，减少相应的风量，防止超

压、超负荷，直至压力开始稳定下降。后期由于较低温度的给水

进入水冷壁，蒸发量会下降，主汽压力会下降，负荷也会逐步的

下降，此时锅炉要及时增加燃料量，但必须根据主汽温度的情况

进行增加，同时要注意监视各段管壁温度，防止发生超温事故。

4）高加解列的初期，应注意汽机安全监视参数及调节级压力的监

视，发现超限时及时联系锅炉降低机组负荷。

5）除氧器水位调整：除氧器水位会下降，此时要调节凝结水流量

维持除氧器水位，调节过程中要根据除氧器水位变化的幅度调节

凝结水流量。

6）如高加解列系高加水位虚假变化造成（实际水位没有变化），应

尽快将高加水侧投入运行，减少对汽包水位和汽温的影响。高加

水侧投入运行后，按规定操作投入汽侧运行。

3、高、低旁的动作条件及闭锁条件有哪些？

答：高旁动作的条件：1）主汽压力高18.OMPa动作高旁，2）汽

机跳闸、发电机跳闸、手动快开时旁路保护动作。低旁动作的条

件：1）再热蒸汽压力高3.80MPa动作低旁；2）高旁动作低旁随动。

高旁闭锁的条件：1）高旁后温度高440

低旁闭锁的条件：1）低旁后温度高180,2）凝汽器真空低76,3）

排汽温度高，4）减温水压力低L5MPa

6、填写操作票：#4机电动给水泵停运。

答：1）、联系锅炉将电泵负荷转移至汽泵。

2）、联系锅炉缓慢平稳降低电泵转速。

3）、当电泵出口压力低于给水母管压力，出口流量＜130t/h时，

再循环电动门应及时打开，否则就地手动开启，维持电泵出口压

力在3〜5MPa运行。

4）、当电泵转速降至1000〜1500r/min左右时，检查运行汽泵工

作正常，汇报机值长。

5）、接停泵令后解除辅助油泵联锁，启动辅助油泵运行正常，油

压正常。

6）、联系锅炉停运电动给水泵，检查出口电动门应联关，否则手

动关闭。

7）、观察电泵惰走情况，电泵应不反转，记录惰走时间。

8）、电泵静止后开启出口电动门，联系锅炉将勺管开至40乐投

入联锁备用。

9）、检查电泵启动允许状态正常，允许条件满