襄阳电厂集控运行汽机问答题.docx

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襄阳电厂集控运行汽机问答题

1．汽机高压旁路误开的象征、原因及处理：

象征

1．汽机DEH、CRT画面上负荷上升，主汽压力下降，调节级压力下降，主汽温度下降。

2．再热器压力升高，其安全门可能动作。

3．#2高加水位上升。

4．旁路控制盘指示旁路在某一开度。

原因:

1高旁油站故障后，油压升不起来。

2热工误发信号。

处理：

1．若是热工误发信号所致，应立即在旁路控制盘关闭高旁压力调节阀。

2．若是高旁油站故障引起，应及时联系检修处理并汇报值长、单元长，将负荷控制在允许值以下，密切注意机组振动、轴向位移，各轴承金属温度等参数，必要时申请停机。

2.凝汽器带负荷半侧清洗或查漏如何布置安措

1．联系值长将机组负荷降至70%额定负荷以下，另一侧循环水出口开度增加，并作适当调整。

2．关闭停止侧凝汽器抽空气总门，观察真空变化情况，最低不低于0.087MPa。

3．当真空稳定无变化时，关闭停止侧凝汽器循环水入口电动门，并确认该门全关，注意循环水压力。

4．关闭停止侧凝汽器循环水出口电动门，并确认该门全关。

5．开启停止侧凝汽器出水室放空气门和进水管底部放水门，注意地沟水位变化，及时排水。

6．联系电气将停止侧循环水进口门蝶阀停电。

7．待水室水压至零，存水放尽后，打开人孔门，方可进行查漏或清洗工作。

8．若有明火作业，须测附近氢气含量在合格范围。

3．汽轮机冲转升速过程中对振动的规定

轴承盖振动低速应小于0.03mm，否则请示总工处理，1500rpm以上应小于0.05mm，升速中大于0.08mm应停机，过临界转速时不大于0.1mm，超过时应停机；轴振大于0.25mm故障停机，待转子静止后投入连续盘车，并检查大轴弯曲，倾听声音，查明原因，如惰走时间有明显缩短，禁止连续盘车。

严禁在临界转速处停留。

4.真空降低对汽轮机有哪些影响？

真空严密性试验如何进行和评价标准？

影响1。

真空降低排汽压力升高，汽轮机总焓降减少，进汽不变的情况下出力降低

2．维持满负荷运行时蒸汽流量必须增大，可能使汽轮机前几级过负荷，使轴向位移增加，推力瓦温升高

3．真空降低较多时排汽温度升高使低压缸膨胀变形增加，引起机组中心变化，是机组产生振动

真空严密性试验

试验条件：

1．机组负荷保持80%Ne。

2．真空泵工作正常。

试验方法：

1．断开真空泵联锁并试验前的真空值，排汽温度。

2．停止真空泵运行，30S后记录第一次试验读数；

3．以后每分钟记录一次真空值，排汽温度，共记录5分钟，5分钟后启动真空泵

4．取平均值为真空下降率，真空下降率=（第一次试验读数-最后一次读数）/5（KPa/min）

5．试验中，若真空下降至接近低真空保护动作值（85KPa），排汽缸温升至58℃以上时，应停止试验，恢复真空系统正常运行严密性评价标准为：

优---0.133KPa/min，良---0.27KPa/min，合格---0.4KPa/min。

5．循环水中断的处理要点

1．凝汽器断水后，应以高速率减负荷300MW/min，并随时准备不破坏真空停机。

2．若循环水泵房故障，应尽快联系泵房处理，若凝汽器进口或出口水门误关，应及时恢复其正常开度。

3．因循环水断水停机后，一般应待低压缸排汽温度降至50℃时方可再向凝汽器通水。

6．汽动给水泵组检修如何布置安措

1．关闭高、低压电动主汽

2．疏水放尽后，关闭各处疏水门及旁路门

3．关闭排汽蝶阀及旁路门

4．关闭轴封进、回汽门

5．关闭给水泵出口电动门并停电挂牌，关闭倒暖及抽头电动门并停电挂牌

6．关闭给水泵自动及手动再循环门

7．关闭汽泵入口门并挂牌，注意泵内压力不应升高，否则应立即开启入口手动门，查找并消除泵内压力上涨的原因后再关闭入口手动门

8．开启泵组有关放水门、放空气门

9．当泵体温度降到80℃以下，停止机械密封冷却水，停止润滑油泵；

10．关闭该泵组冷却水进出口总门

11．前置泵停电并挂牌

12．泵内水压到“0”，方可进行检修

7运行中主机冷油器切换的操作步骤

1．机组在运行中切换冷油器需在值长同意，请示专业领导后，在单元长监护下进行

2．切换前记录冷油器进出口油压、油温，机头润滑油压、油温

3．确认注油门开启，备用冷油器回油窥视窗有连续油流，投入备用冷油器冷却水

4．顺时针旋转压紧手轮2—3圈，松开压紧手轮

5．缓慢搬动切换手柄指向备用冷油器位置。

注意当手柄指向中间位置（即两台冷油器并列运行位置）时，检查油压不应下降。

若有异常，停止操作，恢复原状态，分析原因进行处理。

6．当手柄已指向原备用冷油器，检查油压无异常时，顺时针旋转压紧手轮。

7．切断停用冷油器冷却水。

8．当一台冷油器运行不能维持油温时，应按上述1—5条步骤将切换手柄扳至中间位置，投入两台冷油器并列运行。

8．高加的投停原则是什么？

1．先投水侧，后投汽侧；先停汽侧，后停水侧。

2．投入时按压力由低到高依次投入，即先投#3高加，再投#2高加，最后投#1高加，且间隔时间不少于10分钟。

3．停用时按压力由高到低逐台停用，且间隔时间不少于10分钟

9．锅炉水压试验时汽机的注意事项

1．切断主蒸汽系统、轴封供汽系统与主机和小汽轮机的联系。

开启高压调门后疏水，中压进汽管疏水，高排逆止门后疏水门及夹层联箱疏水门，关闭高压主汽门前、高旁前、小机高压汽源门前、轴封高压汽源（新蒸汽）门前疏水门。

2．凝汽器底部放水门开启，四抽电动门关闭严密，门后疏水排地沟；

3．给水走高加旁路，给水管道各放空气门关闭；

4．按锅炉要求启动电动给水泵；

5．锅炉水压试验合格后，切断除氧器进汽和进水，待锅炉压力自然下降到零方可开启主蒸汽管有关疏水；

6．试验过程中，检查主蒸汽系统有无漏点，作好记录并联系消缺。

10．改顺序阀控制后，MFT汽机处理的要点

1．立即将阀门控制方式切至单阀

2．将DEH切至手动控制，将机组负荷快速减至10-20MW

3．启动电动给水泵停止汽泵

4．切换轴封和辅汽汽源，调整轴封压力正常

5．注意主汽温度变化趋势，加强对除氧器、凝汽器水位的监视，将高低加疏水切至危急疏水

6．加强对汽轮机振动、轴承温度，轴向位移、胀差、缸温等参数的监视

7．汽温降至500℃时，开启主蒸汽管及再热热段管疏水门，降至490℃时开启中压导汽管及汽缸疏水门。

8．主、再热蒸汽温度在10分钟内急剧下降50℃以上应立即手动脱扣汽轮机

9．处理过程中低汽温保护动作按汽轮机跳闸处理

11．哪些情况应破坏真空紧急停机？

1．机组发生强烈振动，轴承振幅达0.08mm以上或轴振达0.25mm保护不动作；

2．汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声；

3．汽轮机发生水冲击，上下缸温差超限，主蒸汽或再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃以上或抽汽管道防进水热电偶温差超过40℃；

4．任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟时；

5．轴封或挡油环严重摩擦，冒火花；

6．润滑油压低至0.039MPa，启动辅助油泵无效，保护未动作时；

7．主油箱油位降低至-330mm以下，补油无效时；

8．汽轮机油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁机组安全；

9．轴向位移达极限值+1.2mm，-1.65mm而保护未动作；

10．汽轮机转速上升至3360r/min，危急遮断器不动作；

11．汽轮机支持轴承合金温度升高至105℃或推力轴承推力瓦温度升高到100℃；

12．发电机或励磁机冒烟着火；

13．空侧密封油完全中断不能恢复时

12．我厂汽轮机ETS保护动作的条件有哪些？

1．轴向位移大（+1.2mm-1.65mm）

2．轴承振动大（250um）

3．EH油压低（9.5MPa）

4．润滑油压低（0.039MPa）

5．凝汽器真空低（-81.6KPa）

6．电超速（3300rpm）

7．DEH失电

8．低汽温保护

9．电气故障，保护动作

10．手动打闸

13.盘车故障运行规定

1．盘车运行期间，若发现转子偏心度超过最高允许值或有清楚的金属摩擦声，应停止连续盘车，改为间断盘车180°，要迅速查明原因并消除，待偏心度恢复至正常值后再投入连续盘车。

2．盘车电机故障造成不能电动盘车时，应查明原因尽快消除并设法手动间断盘车180°，待转子偏心度正常且能自由转动时方可投入连续盘车。

3．机械原因造成盘车不动时，禁止强行盘车。

4．连续盘车过程中，如因故障中断盘车，应准确记录盘车停止时间及当时的转子偏心度及相位。

工作结束后，根据转子偏心度的变化值，决定是否应该手动盘车180°直轴或投入连续盘车。

5．盘车期间监视润滑油温在21--25℃之间。

14．汽轮机中速和高速暖机暖好的标志是什么？

中速暖机：

高压内缸内壁温度大于200℃，高中压缸膨胀大于5mm，胀差及振动在允许范围内

高速暖机：

高压内上缸内壁金属温度＞250℃，高中压缸膨胀大于7mm，高中压胀差小于3.5mm并趋稳定，振动在允许范围内。

15．哪些情况应做超速试验哪些情况不能做超速试验？

（1）下列情况应做超速试验

1．汽轮机新安装或大修后

2．机组连续运行2000H后或危急保安器解体检修后

3．停机一个月以上再次启动时

4．甩负荷试验前

（2）下列情况不做超速试验

1．就地或远方停机不正常

2．高中压主汽门、调速汽门关闭不严

3．在额定转速下任一轴承的振动异常时

4．调速系统或主汽门存在问题或有卡涩现象时

5．任一轴承温度高于限定值时

6．停机时

16．闭式水的用户有哪些？

密封油冷却器EH油冷却器取样冷却器电泵前置泵机械密封冷却器及冷却室电动给水泵机械密封冷却器及冷却室汽泵前置泵机械密封冷却器及冷却室汽泵机械密封冷却器及冷却室除循泵密封及冷却水凝泵盘根密封水

17．简述油净化装置的投运步骤

1．系统启动前检查油净化装置出口门打开,待投入精滤灌进出口门打开,反冲洗门关闭,备用精滤灌进出口门关闭,再循环门打开。

2．投入自动抽水器自动抽水，抽水器水位维持在10cm左右。

3．开启主油箱至净油装置进油门，检查流量观察器有油流流动。

4．当贮油室至正常油位时，应就地启动净油装置排烟风机运行。

5．启动油净化器齿轮油泵运行，调整再循环门及出口门开度，使油泵出口压力维持在0.4MPa左右，然后将油泵联锁开关投“自动位”。

6．调整自动抽水器水位，使其能自动抽水。

18．开式水的用户有哪些？

主机冷油器小机冷油器真空泵冷却器闭式热交换器励磁机空冷器发电机氢气冷却器发电机定子水冷却器电泵工作油冷却器电泵润滑油冷却器电泵电机空冷器定排坑除灰水泵房前池

19．哪些情况应紧急停泵？

哪些情况可先启动备用泵后停止故障泵？

紧急停泵：

1．泵发生强烈振动。

2．清楚地听到泵内部金属摩擦声。

3．电动机冒烟或着火。

4．轴承冒烟或轴承金属温度超过运行允许值。

先启动备用泵后停止故障泵：

1．盘根发热、冒烟或大量漏油、漏水调整无效。

2．滑动轴承温度达65℃，滚动轴承80℃，并有升高趋势。

3．电动机外壳温度升高到70℃，并继续升高。

4．电动机电流超过极限值。

5．电动机电缆引线严重过热，有焦糊味

20．一般水泵启动前应检查哪些内容？

1．检修工作结束，安全设施拆除，周围无防碍运行的杂物。

2．地脚螺丝齐全牢固，靠背轮连接良好，保护罩完好牢固。

3．轴承润滑油质良好，油位正常，转子盘动灵活，无摩擦现象。

4．开启进口门放尽泵内空气，检查操作开关在正常位置。

5．各冷却水门、密封水门开启，水流畅通。

6．联系电气检查电机绝缘合格，接地线良好，并送上电源。

7．联系热工投入各种表计，送上保护电源。

21．电动给水泵联动备用条件：

1．辅助油泵运行正常，联锁投入

2．电机绝缘良好，电源正常，绿灯亮

3．给水泵进、出口及再循环门全开

4.液力偶合器勺管位置在10%以下或给水母管压力正常

5．电泵投自动

6．机械密封冷却水、润滑油冷油器冷却水、工作油冷油器冷却水、电机空冷器冷却水正常投入

7．电泵投倒暖

22．说出电泵跳泵的条件和定值

1．机械密封水温高95℃

2．主泵前置泵轴承温度高100℃

3．液力偶合器轴承温度高95℃

4．电机轴承温度高100℃

5．润滑油压低0.08MPa

6．工作冷油器入口油温高130℃

7．工作冷油器出口油温高85℃

8．润滑油冷油器入口油温高70℃

9．润滑油冷油器出口油温高60℃

10．除氧器水位低二值2340mm

23．汽轮机OPC和AST的工作方式有什么不同？

1．电磁阀的控制方式不一样，OPC控制的泄油阀是油路内直接控制，而AST则是在高压油外部间接控制。

2．OPC动作后只关调门，汽机并没有脱扣，在DEH判断出系统无故障后还可以重开。

AST动作后直接停机。

3．AST电磁阀是失电动作，OPC电磁阀是得电动作。

24．汽轮机冷态启动的冲转条件

1．主汽压力3.45MPa、温度320--340℃；再热汽压0.1--0.2MPa、汽温237--257℃

2．凝汽器真空＞86KPa。

3．油系统运行正常，参数符合下列要求：

一次安全油压为1.77--1.96MPa，润滑油压为0.0785-0.0981MPa，抗燃油压14.0MPa，润滑油温40--45℃，抗燃油温20--45℃

4．大轴弯曲值不超过原始值的0.03mm

5．高中压外缸内壁上下温差＜50℃，高压内缸内壁上下温差＜35℃

25．滑参数停机过程中哪些情况应停止滑降参数迅速减负荷到零，打闸停机？

1．机组发生异常振动。

2．主再热汽温失控，或在滑降过程中突降50℃。

3．高压内缸外壁上下温差增大至35℃。

4．高中压外缸在中压进汽口处上下温差增大至50℃。

26．汽轮机紧急停机的操作要点

1．在BTG盘按下“停机”按钮或在机头手动脱扣汽轮机

2．若破坏真空停机，应开启真空破坏门，停止真空泵运行并通知锅炉熄火。

3．检查确认高中压主汽门、调节汽门迅速关闭。

各抽汽逆止门、高排逆止门、各抽汽电动门关闭，负荷到零，转速下降。

4．交流润滑油泵应自启动，否则手动启动。

5．在相应的DCS画面检查汽轮机各疏水阀自动打开。

6．若是破坏真空停机或凝汽器真空下降故障停机，高、低压旁路不应投入，必要时强关主、再热蒸汽疏水门。

7．当排汽温度达80℃时，低压缸喷水减温自动投入。

8．注意倒换轴封汽源，维持轴封供汽压力和温度。

9．注意电泵联动正常，否则应手动启动并由锅炉人员根据需要调整电泵转速，停止小机运行。

10．及时进行辅汽系统的汽源切换。

11．及时调整除氧器、凝汽器水位正常。

12．转子静止前，应倾听机组内部声音，记录惰走时间。

27．汽轮机真空下降的原因有哪些？

1．循环水量不足或中断。

2．真空泵故障或真空泵分离器水位过高。

3．轴封压力低或轴封带水。

4．凝汽器水位过高。

5．大、小机真空系统泄漏。

6．轴加疏水水封管破坏。

7．大量高温蒸汽漏入凝汽器。

8．补水箱水位过低。

28．引起汽轮机振动异常的原因有哪些？

1．机组动静部分碰磨或大轴弯曲。

2．转子质量不平衡或叶片断落。

3．润滑油压、油温、密封油温过高或过低或轴承油膜振荡。

4．轴承座松动。

5．汽缸进水或冷汽引起汽缸变形。

6．转子中心不正或联轴器松动。

7．滑销系统卡涩造成汽缸两侧膨胀不均。

8．机组负荷、参数骤变。

9．发电机静、转子电流不平衡。

10．轴封温度异常。

11．汽流激振。

29．汽轮机油系统发生火灾时处理的要点

1．汽轮机油系统着火应用干式灭火器、泡沫灭火器、1211灭火器、石棉等灭火，不准用水和砂子（地面火可用砂子）。

2．当火势不能很快扑灭，严重威胁机组安全时，应破坏真空紧急停机。

3．火势威胁主油箱和油系统时，在破坏真空紧急停机的同时，开启油箱事故放油门，控制放油速度，以保证在转子静止前润滑油不中断。

4．油系统着火时，禁止启动高压油泵，必要时应适当降低润滑油压以减少泄油量，不得已时可停止油系统运行。

30．汽机脱扣后，转速维持在危急保安器动作转速之内的原因和处理

原因：

发电机甩负荷

处理：

1．挂闸，迅速恢复3000r/min，待电气故障消除后重新并网带负荷。

2．检查辅汽系统汽源切换正常。

3．检查小汽机备用汽源切换正常，维持锅炉需要的给水压力。

4．若旁路系统动作时，应注意减温水及低旁跟踪正常，否则应手动调节。

5．除氧器切换备用汽源，维持除氧器压力正常。

6．若电气故障短时间不能消除时，应故障停机。

31．汽水管道发生泄漏或爆破的处理要点

1．主、再热蒸汽管道及其疏水管道或阀门漏汽，但未影响运行及人身设备安全时：

a.在尽可能的范围内迅速隔离故障点，在进行隔离操作时，应先关离故障点远的阀门，再关离故障点近的阀门。

b.采取必要防护措施，防止人员烫伤和设备损坏。

c.若漏点靠近油管道，应采取隔离措施，防止火灾的发生并加强监视。

d如果漏点无法隔离且发展较快时，应汇报值长申请停机。

2．主、再热蒸汽及其疏水管道破裂，无法维持运行时：

a.进行不破坏真空的故障停机。

b.尽快隔离故障点，采取必要的防火及防止电气设备受潮的安全措施。

c.打开机房窗户，排除室内蒸汽。

d.开启隔离范围内的疏水门，放水泄压。

3．高压给水管道和其它管道爆破时，应采取措施切断故障管道，无法维持机组运行时，应停机处理。

32．电泵紧急停泵条件

1．达到跳泵条件而保护未动作

2．泵组发生强烈振动

3．泵组动静部分有明显的金属摩擦声，电机电流增大并超过额定值

4．轴承冒烟或油系统着火无法很快扑灭

5．偶合器油位低至极限，无法补油

6．给水管道破裂无法隔离

7．给水泵汽化

33．循环水泵跳闸的处理简要

1．检查备用泵联动正常，出口蝶阀自动开启，合上联动泵操作开关，断开联动泵联锁开关，断开跳闸泵操作开关。

2．备用泵若未联动，应立即手动合上备用泵操作开关。

3．将情况汇报单元长，联系检修人员处理。

34．高加在运行中发生哪些应紧急停用？

1．汽水管道及阀门等爆裂，危急人身及设备安全时

2．水位计失灵，无法监视水位

3．水位计爆破而无法切断

4．高加水位升高，处理无效，水位计满水

5．人孔门严重泄漏无法维持运行

35．切除高加对汽轮机负荷有什么要求？

1．三台高加切除，凝汽器真空值-96KPa时，机组负荷不能超过300MW，如果机组真空降低，则就要相应减少负荷。

2．机组带额定负荷时切除高加运行，应先略减部分负荷再缓慢切除高加

3．额定负荷下高加全部切除后若再要切除低加，机组应先适当减负荷。

36．启动过程中预防汽轮机大轴弯曲的措施？

1．汽轮机冲转后，应倾听各汽封出有无摩擦声，若有摩擦声，应停机检查，盘车直轴。

2．汽轮机冲转后，当出现轴封冒火花时，应立即停机，盘车直轴。

3．在中速以下当振动达30um时，应请示总工，停机检查，中速以上若振动达50um以上时或在中速以上升速时振动80um应打闸停机，通过临界转速时，振动应不超过100um，否则打闸停机，严禁硬闯临界转速。

37．如何预防汽轮机水冲击？

1．在机组运行中要严格监视主蒸汽，再热蒸汽温度。

当汽温下降时，按规程要求减负荷并开启有关疏水；

2．当汽温10分钟急剧下降50℃时故障停机；

3．当机组出现主汽门，调门门杆冒白汽，轴向位移增大，推力瓦温度升高等情况应立即破坏真空停机；

4．高加运行中出现水位高至极限而保护不动作时，应立即退出高加运行，关闭进汽门，关闭高加进口三通阀和出口快关阀；

5．汽轮机应装设防进水监测装置并可靠投入；

6．在停机时若不出现上下缸温差大，可不开启汽缸疏水，以防疏水系统的水及冷汽返回汽缸，极热态开机可在冲转前开启5分钟后关闭；

7．当锅炉满水时，要特别加强对主汽温度的监视，若出现温度明显下降，应故障停机。

38．汽轮机轴端冒汽的原因及处理简要

1．轴封溢流站工作不正常导致轴封母管压力过高，此时可以打开电动旁路门以维持轴封母管压力正常。

2．轴封加热器过负荷，可以通过调节轴封加热器的冷却水流量或轴加风机的入口挡板来保证轴封回汽腔维持一定的负压，使轴封回汽畅通

3．轴加风机跳闸或处理不够启动轴加风机或倒换至备用轴加风机运行，检查风机入口挡板开度是否合适并调整

39．凝汽器水位异常的现象原因和处理？

现象

BTG盘光字牌发“凝汽器水位异常”报警。

DCS系统CRT显示凝汽器水位异常。

就地水位计指示异常。

原因

凝泵故障。

凝汽器铜管泄漏。

#7、8低加泄漏。

除氧器水位调节失灵或凝泵再循环门误动。

凝结水系统泄漏或凝泵出口至补水箱调整门误动

邻机汽水进入本机热力系统

处理

1．凝汽器水位低报警，检查补水箱水位应正常；检查凝汽器补水调节门动作正常，否则应开启补水调节门，同时检查凝结水系统有无泄漏，尤其是#5低加出口排水电动门。

2．凝汽器水位高报警，应检查凝泵是否故障，备用凝泵是否倒转。

若凝泵故障，应启动备用泵，停止故障泵进行检修。

3．检查除氧器上水调节门动作正常，否则切至手动调节。

4．若凝结水硬度严重超标，怀疑凝汽器铜管泄漏，应将机组出力降至50%额定负荷进行凝汽器半边查漏。

5．若#7、8低加泄漏，应停止#7、8低加水侧，汇报值长、单元长，停机时检修

6．检查与邻机有联系的系统（辅汽、凝结水）运行方式是否正确，必要时切回正常运行方式。

40．试述汽轮机旁路系统的作用

1．缩短机组启动时间，延长汽轮机寿命

2．机组启停甩负荷等工况保护再热汽器

3．回收工质降低噪音

4．可实现停机不停炉

5．利用旁路可实现中压缸启动6．可使汽轮机带厂用电运行