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1、火力发电厂火力发电厂运行技术运行技术汽机部分汽机部分问答问答1 13 3 高加退出运行时，应注意什么？高加退出运行时，应注意什么？ 答：3 高加撤出应注意：（1）汽轮机轴向位移变化，推力瓦温等是否正常。（2）根据凝泵流量情况控制负荷上限，防止凝泵流量超限，检查其运行是否正常。（3）2 高加水位是否正常，事故疏水调节是否正常，管道振动是否过大。（4）省煤器进口给水温度下降，主、 再热蒸汽温度应会升高。 应加强对主、再热蒸汽温度的监视调整。2 2高、中压上、下缸温差大，你有什么办法将其回复至正常范围？高、中压上、下缸温差大，你有什么办法将其回复至正常范围？答：可以采用的方法有：（1）改善汽缸的疏水
2、条件，加强高压缸的本体疏水，防止疏水在底部积存。（2）机组启动、停运过程中，应及时投入各疏水阀。（3）下缸穿堂风大，应关闭汽机房门窗。（4）完善高、中压下汽缸挡风板，加强下汽缸的保温工作，保温砖不应脱落，减少冷空气的对流；（5）暖缸时控制蒸汽流量，保证上下缸均匀加热。（6）正确选择轴封汽温度（7）开停机时暖机时间的控制（8）加负荷的速率控制（9）汽机启停中加热器随机组随启随停。3 3滑参数停机时，是否可进行超速试验？为什么？滑参数停机时，是否可进行超速试验？为什么？ 答：采用滑参数方式停机时，严禁做汽轮机超速试验。这是因为滑参数停机到发电机解列，主汽门前的蒸汽参数已降得很低，而且在滑停过程中，
3、为了使蒸汽对汽轮机金属有较好的、均匀的冷却作用，主蒸汽过热度一般控制在接近允许最小的规定值，同时保持调门在全开状态。此外如要进行超速试验，则需采用调门控制机组转速，这完全有可能使主蒸汽压力升高、过热度减小，甚至出现蒸汽温度低于该压力所对应下的饱和温度，此时进行超速试验，将会造成汽轮机水冲击事故。4 4做超速试验时，为什么要求蒸汽的过热度要大于做超速试验时，为什么要求蒸汽的过热度要大于 100100？ 答：做超速试验时，调门前汽压会突升突降，如果过热度低，会产生下列问题：1、压力突升，会引起蒸汽过热度突降，造成汽中带水。2、压力突降，会引起锅炉汽包汽水共腾，蒸汽带水产生冲击。为使超速试验正常进行
4、，规定蒸汽的过热度应大于 100。5 5临界转速时的振动有哪些特征？临界转速时的振动有哪些特征？ 答：临界转速时的振动主要有以下两个特点：1振动与转速关系密切，当转子的转速接近临界转速时，振动迅速增大，转速达到临界转速时，振动达到最高峰值，当转速越过临界转速时，振动又迅速减少。2临界转速时振动的相位角（转子质量中心偏心方向与挠度高点间的夹角）等于 900，转速低于临界转速时该相位角小于 900，而当转速高于临界转速时该相位角大于 900，而且临界转速附近相位角变化比较大。根据上述特点，可以准确地确定转子的临界转速。6 6什么是转子的强迫振动？强迫振动有哪些特点？什么是转子的强迫振动？强迫振动有
5、哪些特点？ 答：在外界力的作用下，转子产生的振动叫强迫振动。转子产生强迫振动的主要特点是：振动的频率和转子的转速一致，波形多呈正弦波，除在临界转速以外，振动的幅值随转速升高而增大，且与转速的平方成正比。7 7什么是汽轮机调节系统的静态特性曲线？对静态特性曲线有何要什么是汽轮机调节系统的静态特性曲线？对静态特性曲线有何要求？汽轮机调节系统为什么必须采用有差调节？求？汽轮机调节系统为什么必须采用有差调节？答：汽轮机静态特性曲线即稳态情况下汽轮机的功率与转速之间的关系曲线。汽轮机静态特性曲线应是一条平滑下降的曲线，中间不应有水平部分，曲线两端应较陡。曲线左边较陡，为的使汽轮机容易稳定在一定的转速下进
6、行发电机的并网或解列操作，同时在并网后的低负荷下可减少外界负荷波动对机组的影响。右端较陡是为使机组稳定经济负荷，当电网频率下降时，使汽轮机带上的负荷较小，防止汽轮机发生过负荷。至于中间不能有水平部分，也是汽轮机必须采用有差调节的要求。如果调节系统为无差调节特性，在任何负荷下，转速为一定，一旦电网频率稍有变化，汽轮机所带负荷就会来回晃动，严重时从满载晃动到空载，实际上使汽轮机无法正常运行。所以除特殊情况外，汽轮机调节特性几乎都是有差调节的。补充一点，我们厂机组在 GOV方式下运行，汽机负荷受电网频率影响，具备有差调节特性。在 LOAD LIMITER 方式，机组负荷只由操作员或CCS 指令控制，
7、不受电网频率影响。但这与汽轮机调节系统具备是否有差特性概念不同。8 8机组各启动状态，轴封汽参数的选择原则是什么？低压轴封供汽机组各启动状态，轴封汽参数的选择原则是什么？低压轴封供汽温度过高有什么影响？温度过高有什么影响？ 答：一、轴封汽压力、流量的确定原则：1、 保证轴封汽不外泄。 轴封汽发生外泄的主要原因是轴封供汽压力太高、 轴封回汽不畅(如轴加真空偏低、 有轴封回汽阀的机组其回汽阀未调整好)，轴封汽外泄的危害主要有：1) 轴承箱进汽、水，从而使润滑油受到污染；2) 污染空气(热污染和化学污染)。2、 保证空气不内吸。发生空气内吸的主要原因是轴封供汽压力太低或轴封母管卸荷阀误动，空气内吸的
8、危害有如下几方面：1) 对负压(真空)系统来说，使真空不能正常建立或得以维持；2) 在热态、极热态开机的低负荷阶段，低温的空气经高温轴封段而吸入汽缸，使高温轴封段急剧冷却、高温汽缸也以较高温降速率进行冷却。这种冷却的后果有两方面。一是在转子高温轴封段产生巨大的热应力，严重时将导致大轴弯曲；二是有可能造成汽缸内外壁负温差及上下缸温差超限，使汽缸发生不同程度的变形。总之，在热态、极热态开机的低负荷阶段空气内吸将使高温金属产生不同程度的热应力，使汽机寿命遭到额外消耗；3) 在停机的低负荷阶段，空气内吸同样将使高温金属产生不同程度的热应力，使汽机寿命遭到额外消耗。4) 无论在何种工况下，空气内吸均将导
9、致高压、 中压胀差的缩小。 这在缸温较高的情况下尤应引起注意；5) 空气内吸还有可能将外部的杂物(如保温材料)吸入轴封腔室，严重时吸入的杂物会嵌在动静轴封梳齿片间引起机组的振动；因此，轴封汽压力的选择或确定应保证轴封汽不发生外泄和内吸。二、 轴封汽温度的确定原则：对高、中压缸轴封而言，国内的一般要求是：根据汽机调节级内缸内上壁金属温度选择轴封汽温度，轴封汽温度与调节级内缸内上壁金属温度基本相一致为宜。但是，由于系统设计的原因，这在热态、极热态启动时难以做到。尽管本公司各机组设计有轴封电加热器，东芝机组的系统还设计有主蒸汽供轴封汽子系统，可用主蒸汽与辅汽混温供轴封汽。事实上，要在热态、极热态启动
10、时达到轴封汽温度与调节级内缸内上壁金属温度相一致是难以做到或者说根本无法做到。轴封汽温过高，对高、中压轴封而言(尤其是机组冷态启动)，不仅仅是产生额外的热应力，而且可能使机组胀差控制发生困难。轴封汽温过低对高、中压轴封而言是一个冷却过程，既有热应力的产生，也有使高、中压胀差缩小的作用，这在热态、极热态启动时尤应注意。对低压缸轴封而言，一般认为对应轴封压力的蒸汽具有2040的过热度即可。低压轴封汽温度过高，易引起该区域金属过度膨胀、与低压缸为一体的轴承座中心线发生变化，情况严重时将导致机组发生异常振动。东芝机组的轴封蒸汽降温措施是：从轴封母管来的较高温度的蒸汽经低压缸内部饱和蒸汽冷却，再送至各低
11、压轴封段。阿尔斯通的设计是使用减温水直接降温，这种设计在许多国家是不被许可的。其理由是一旦减温器控制故障，极易发生低压轴封带水、进而使低压末级叶片的安全受到威胁。9 9机组启动期间如何选择轴封汽温度？若参数选择不合适，有什么机组启动期间如何选择轴封汽温度？若参数选择不合适，有什么不好不好？ 答：答案参阅上题。作为补充材料，现将运行部对轴封电加热器投撤的规定摘录如下：一、关于轴封的加热器投运1、在各种状态机组启动过程中，根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况，选择投运若干轴封电加热器。2、 在#1、 3、 4、 5 机组停运减负荷至270MW 左右时，确认辅汽至轴封调节阀开，根据轴封汽温度与汽机
12、金属温度的匹配情况，选择投运若干组轴封电加热器。在2 机组停运减负荷至 150MW 左右时，将轴封汽源切换至1 机冷再供给，并根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况，选择投运若干组轴封电加热器。二、关于轴封电加热器的撤出1、 在1、 3、 4、 5 机组启动加负荷至250300MW 左右时，确认辅汽至轴封调节阀关小，撤出轴封电加热器运行，并注意轴封汽母管压力、 温度应正常。 在2 机组启动加负荷至150MW左右时，将轴封汽源切换至冷再供给，撤出轴封电加热器运行。2、机组停运，真空到零，停运轴封系统前，应撤出轴封电加热器运行。三、轴封电加热器投撤应有书面记录。1010机组滑参数停机应着重注意哪些
13、事项？机组滑参数停机应着重注意哪些事项？ 答：1滑停中主、再热蒸汽应保持 50及以上的过热度，以保证蒸汽不带水。2滑参数停机过程中不得进行汽轮机超速试验。再热蒸汽温度的控制应与主蒸汽温度变化一致。3滑参数停机的关键在于准确地控制主、 再蒸汽参数的滑降速度。 在滑参数停机的低负荷阶段，往往由于锅炉控制不当，使蒸汽温度滑降速度过大，致使汽轮机差胀负值过大，造成不能继续滑降参数。4高低压加热器在滑参数停机时最好随机滑停，以利于汽缸的冷却，也有利于加热器的冷却。5旁路的使用要恰当，防止发生中、低压缸无汽运行的情况。1111机组热态、极热态启动时，为什么要尽快将负荷带到与调节级缸机组热态、极热态启动时，
14、为什么要尽快将负荷带到与调节级缸温相对应的负荷水平？温相对应的负荷水平？ 答：众所周知，所谓机组热态、极热态即是汽缸温度水平较高的状态。其具体值的规定与汽机的汽缸结构、机组容量有关。本公司设备温度水平已在运行规程有明确的规定，在此不再赘述。在机组的热态、极热态启动初期，尤其是在机组冲转、带初负荷阶段，由于蒸汽流量少、调门节流的关系，蒸汽对汽缸的加热程度有限，甚至可以说在调节级处存在一定程度的冷却作用，在此也可以明确地说，在机组的热态、极热态启动初期，按照目前的冲转参数，尽管有相当的蒸汽温度富裕和一定的过热度，由于调节级的巨大焓降，对高、中压缸联合启动的机组的调节级来说几乎都是负温差启动。中压缸
15、启动的机组，在倒缸过程中也有类似情况，只不过程度有异而言。东芝公司对二期机组给出了各种启动状态的调节级处的蒸汽、金属壁温的变化情况：事实上，热态、极热态启动时的调节级壁温时有大于列表所示的温度，换句话说，在热态、极热态启动时调节级处的负温差有分别大于-25、-54的实际情况发生。无论是热态、极热态启动，还是温态、冷态启动，对金属的热应力控制是必须注意的，二期运行规程中对东芝机组的控制限额已作了明确的规定。这种负温差的弊害是：1、 造成汽缸金属的温度循环。 冲转、 带初负荷时，调节级处金属壁温下降，随着负荷的上升，金属壁温再逐渐回升。在这个过程中由于温度循环而产生了热应力交变，即产生了一次低频疲
16、劳损伤。2、 机组的热态、 极热态启动就胀差方面来说，主要是防止产生过度的负胀差。机组的负温差存在，无疑使胀差往负方向发展。3、过度的负温差，将发生过度的上、下缸温差、汽缸变形，严重时将发生机组振动、动静摩擦。4、 过度的负温差，主机DEH有可能启动相关而闭锁汽机升速、 带负荷速率，使机组启动工作变得复杂化，延缓机组的启动速度。综上所述，机组热态、极热态启动时，为什么要将负荷尽快带到与调节级缸温相对应的负荷水平的道理就不言而谕了。1212汽轮机汽缸的上、下缸存在温差有何危害？汽轮机汽缸的上、下缸存在温差有何危害？ 答：汽缸存在温差将引起汽缸变形，通常是上缸温度高于下缸，因而上缸变形大于下缸，使
17、汽缸向上拱起，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦，损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象，使轴向间隙变化，甚至引起轴向动静摩擦。1313机组热态开机，冲转前高压差胀偏小，作为操作员岗位应注意机组热态开机，冲转前高压差胀偏小，作为操作员岗位应注意哪些问题？哪些问题？ 答：机组冲转前要求汽机有足够的高压差胀，由于泊桑效应，高压转子要保留一定的收缩间隙。所以当机组热态开机时，由于汽缸的金属温度很高，汽缸并没有收缩多少，但转子的收缩比汽缸大的多，可能造成高压转子膨胀不足，因此我们在操作上应注意：1、注意轴封汽温度和汽缸的金属温度相匹配；2、冲
18、转时汽温和汽机的第一级温度相匹配，尽量避免负温差冲转；3、机组升速率、暖机时间、升负荷率严格按照机组热态启动曲线进行；4、尽快使机组带上与调节级温度相匹配的负荷1414汽机的差胀是怎样产生的汽机的差胀是怎样产生的? ?控制差胀有何意义？你是如何控制差控制差胀有何意义？你是如何控制差胀变化的胀变化的答：汽轮机启动或停机时，汽缸与转子均会受热膨胀，受冷收缩。由于汽缸与转子质量上的差异，受热条件的不同，转子的膨胀及收缩较汽缸快，转子与汽缸沿轴向膨胀的差值，称为差胀。差胀为正值时，说明转子的轴向膨胀量大于汽缸的膨胀量；差胀为负值时，说明转子的轴向膨胀量小于汽缸的膨胀量。当汽轮机启动时，转子受热较快，一
19、般都为正值，汽轮机停机时或甩负荷时，差胀较容易出现负值。控制差胀的意义：控制了差胀等于控制了汽轮机内部的动静间隙。差胀的控制方法：1、启动机组时，机组进行暖机时，注意加热汽温要和汽缸的壁温相匹配；2、暖机过程中，注意暖机时间要充分，升速率按照规程的曲线；3、在开停机时保证汽温的稳定性；4、控制机组加负荷的速率；5、开机时尽量减少机组空负荷或低负荷运行的时间；1515启动中你有哪些手段控制机组差胀？启动中你有哪些手段控制机组差胀？ 答：根据机组实际情况可采用下列措施控制差胀：1选择适当的冲转参数2选择适当的升温、升压速率3控制升速率及高、 低速暖机时间。 带负荷后，根据汽缸温度掌握升负荷速度。4
20、冲转暖机时及时调整真空5选择合适的轴封供汽温度。1616汽轮机推力轴承故障有什么危害？引起汽轮机推力轴承故障的汽轮机推力轴承故障有什么危害？引起汽轮机推力轴承故障的主要原因有哪些？主要原因有哪些？答：要回答汽轮机推力轴承故障的主要危害的问题，首先要知道推力轴承的作用是什么。在机组正常运行或盘车状态，转子与汽缸的相对位置是由推力轴承来限制的，也即转子的推力盘位置受限于推力轴承的工作面与非工作面之间。这种限制决定了转子动叶与汽缸静叶的轴向间隙，也正是这种限制保证了汽机的轴向动静间隙不至于消失，换句话说正是这种限制保证了汽轮机不发生轴向动静摩擦。因此，专业上称推力轴承是转子与汽缸间的相对死点，转子在
21、推力轴承工作面与非工作面之间的位移叫轴向位移。推力轴承工作失常或称故障的现象、原因和危害主要有如下几种：1、推力瓦温度高其原因一般有润滑油温偏高、 润滑油温过度低、 润滑油压低、 推力轴承进/回油不畅、 轴向推力大、 蒸汽参数异常、 机组负荷高、 加热器运行方式改变、机组轴向振动异常、蒸汽品质长期不合格导致通流部分结垢等。推力瓦温度过高，有可能损伤推力瓦，严重时发生烧瓦、轴向位移异常、动静部分摩擦等事件。2、轴向位移异常其原因通常有机组负荷突变或超负荷运行、 轴向推力大、 蒸汽参数异常、 加热器运行方式改变、 系统周波异常、 蒸汽品质长期不合格导致通流部分结垢、 断叶片、 缸胀异常、 推力瓦磨
22、损、 推力盘磨损、 机组轴向振动异常、凝汽器真空异常等。轴向位移异常超出许可范围将导致机组轴向动静摩擦，严重时将毁坏机组。1717何为凝结水过冷却？有何危害？何为凝结水过冷却？有何危害？答：凝结水的过冷却就是凝结水温度低于汽轮机排汽的饱和温度。凝结水产生过冷却现象说明凝汽设备工作不正常。由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料消耗，使发电厂的热经济性降低。此外，过冷却还会使凝结水中的含氧量增加，加剧了热力设备和管道的腐蚀，降低了安全性。1818凝结水过冷的主要原因？凝结水过冷的主要原因？ 答：凝结水产生过冷却的主要原因有：1.真空系统工作不良或真空系统泄漏，凝汽器汽侧积聚太多的空气，使不凝结性气体
23、分压升高，蒸汽分压力下降，从而凝结水温度降低。2.运行中的凝汽器水位过高，淹没了一些冷却水管，形成了凝结水的过冷却。3.凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜。此水膜外层温度接近或等于该处蒸汽的饱和温度，而膜内层紧贴铜管外壁，因而接近或等于冷却水温度。当水膜变厚下垂成水滴时，此水滴温度是水膜的平均温度，显然它低于饱和温度，从而产生过冷却。4.循环水流量过大，过多地带走凝结水热量。1919影响凝结换热的因素主要有哪些方面？影响凝结换热的因素主要有哪些方面？答：影响凝结换热的因素主要有：(1)蒸气中含有不凝结气体；(2)蒸气流动的速度和方向；(3)冷却表面的情况；(4)
24、冷却面排列的方式。2020凝结水系统停运时应注意哪些方面？凝结水系统停运时应注意哪些方面？答：凝结水系统停运前应先确认凝结水所有用户已可停供凝结水，低压缸排汽口温度小于 50，汽包已泄压。2121如何利用凝汽器检漏系统对已泄漏的凝汽器进行判断，以如何利用凝汽器检漏系统对已泄漏的凝汽器进行判断，以4 4 机机为例描述判断过程。为例描述判断过程。答：4 号机组共有 4 个取样点，其位置是：（1） 低压凝汽器 A 侧取样点（2） 低压凝汽器热井取样点（3） 高压凝汽器 A 侧取样点（4) 高压凝汽器热井取样点首先比较高、低压凝汽器热井阳导及 Na 测量数值大小，数值大的那侧泄漏。然后比较该侧凝汽器及
25、热井的测量值，如热井数值大，则B侧泄漏，反之，A 侧泄漏。2222运行中凝汽器隔离查漏，开启人孔门为什么要特别注意凝汽器运行中凝汽器隔离查漏，开启人孔门为什么要特别注意凝汽器真空变化？真空变化？答：运行中凝汽器半边隔离时，水侧是可以隔离的，汽侧不可隔离，依然是真空。如果凝汽器泄漏，导致水侧与汽侧相通，因而一旦人孔门打开，空气将经泄漏处进入汽侧引起真空下降，所以开人孔门时应特别注意真空。2323凝汽器保护动作时，操作员岗位应立即重点确认、检查哪些项目凝汽器保护动作时，操作员岗位应立即重点确认、检查哪些项目？答：参阅运行规程中厂用电中断、循环水中断等事故处理内容。2424为什么循环水中断后，必须待
26、低压缸排汽温度低于为什么循环水中断后，必须待低压缸排汽温度低于 5050放可重放可重新通循环水？新通循环水？ 答：循环水中断，排汽温度将很高，凝汽器的拉筋、低压缸、钛管将受热横向膨胀，由于受热相对比较均匀，膨胀量差异小，因此在凝汽器钛管端部与管板接口处的胀口应力不大。但如果此时通入循环水，钛管首先受到冷却收缩，而低压缸、凝汽器的拉筋却得不到冷却，维持原膨胀量，导致钛管承受很大的拉应力，钛管二端胀口有可能拉松，造成凝汽器泄漏。因此有必要对重新通水允许的温度作限制，保证凝汽器安全。2525凝汽器钛管泄漏会产生什么现象？凝汽器钛管泄漏会产生什么现象？ 答：凝汽器钛管泄漏，海水将进入汽侧，使凝泵出口凝
27、结水导电度、硬度、钠离子、氯根等大幅度增加，炉水钠离子，主蒸汽钠离子大幅度增加，连排全开也无法使上述指标好转。严重时，凝汽器水位升高或补水量异常减少，取样口水色混浊，真空下降。2626除氧器滑压运行有哪些优点？除氧器滑压运行有哪些优点？答：除氧器滑压运行最主要的优点是提高了运行的经济性。这是因为避免了抽汽的节流损失；低负荷时不必切换压力高一级的抽汽，节省投资；同时可使汽轮机抽汽点得到合理分配，使除氧器真正作为一级加热器用，起到加热和除氧的作用，提高机组经济性。另外可避免除氧器超压。2727做真空严密性试验为什么要规定负荷满足要求？为什么要以后做真空严密性试验为什么要规定负荷满足要求？为什么要以
28、后 5 5分钟的真空平均值为准？分钟的真空平均值为准？ 答：因真空系统的漏空气量与负荷有关，负荷不同，处于真空状态的设备、系统范围不同，凝汽器内真空也不同，而且相同的漏空气量，在负荷不同时真空下降的速度也不同。为此规定做真空严密性试验时，负荷应稳定，并取 80额定负荷，我厂为 500MW。因该负荷为机组长期运行负荷。因抽气隔离阀或真空泵停运后，真空下降有一迟滞阶段。前几分钟的真空下降速率往往不准。因此试验记录 8 分钟数据，取后 5 分钟数据的平均作为试验结果。2828汽机本体进冷水、冷汽的原因有哪些？汽机本体进冷水、冷汽的原因有哪些？答：进入汽轮机本体的冷水、冷汽通常来自下列系统：1来自锅炉
29、和主蒸汽系统。在启动及低负荷时管道疏水；启动及低负荷阶段时使用过热器减温水；正常运行时主蒸汽参数突降；启动阶段主蒸汽温度过热度低，因操作不慎使压力突升等。2来自再热蒸汽系统。在启动及低负荷阶段冷再和热再管道的疏水以及使用再热器减温水等。3来自抽汽系统。加热器满水或加热器疏水系统故障。4来自轴封蒸汽系统。系统疏水不畅；温度控制不当；低温段减温水故障或控制不当。5凝汽器满水。2929汽轮机通流部分结垢对其有何影响？汽轮机通流部分结垢对其有何影响？答：通流部分结垢对汽轮机的安全经济运行危害极大。汽轮机动静叶槽道结垢，将减小蒸汽的通流面积。在初压不变的情况下，汽轮机进汽量将减少，汽轮机出力降低，此外，
30、当通流部分结垢严重时，由于隔板和推力轴承有损坏的危险，而不得不限制负荷。如果配汽机构结垢严重时，将破坏配汽机构的正常工作，并且容易造成主汽门、调门卡死的事故隐患，有可能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时主汽门、调门动作不灵活或拒动作的严重后果，以至汽轮机损坏。3030汽轮机轴向推力是如何形成的？本机组轴向位移的限额值是多汽轮机轴向推力是如何形成的？本机组轴向位移的限额值是多少？少？ 答：纯冲动级汽轮机动叶片内蒸汽无压力降，但由于隔板汽封的漏汽，使叶片前后产生一定的压差，一般汽轮机每一级动叶片在蒸汽流过时都有一定的压力降，在动叶片前后产生压差。汽机转子叶轮和叶片前后的压差及轴上凸肩处的压差使汽轮机
31、产生由高压侧向低压侧的轴向推力。为减少汽轮机轴向推力，通常采用（1）高、中压缸反向布置（2）低压缸对称分流（3）叶轮上开平衡孔（4）高压轴封两端以反向压差设置平衡活塞等措施（5）其余的轴向推力由推力轴承承受。各机组推力轴承运行限额详见相应的规程。3131请写出汽轮机超速的主要原因？请写出汽轮机超速的主要原因？答：汽轮机超速的原因有：（1）汽轮机 EHC 油油质不良，使调节系统和保安系统拒动，失去保护作用。（2）未按规定的时间和条件，进行危急保安器试验，以至于危急保安器动作转速发生变化也不知道。而一旦发电机跳闸，转速可能升高到危急保安器动作转速以上。（3）因蒸汽品质不良，自动主汽门和调门结垢卡涩
32、，即使危急保安器动作，也可能因汽门卡涩关闭不严而超速。（4）抽汽逆止阀、高压缸排汽逆止阀失灵，甩负荷后发电机与系统解列，高压加热器疏水汽化进入汽轮机引起超速。3232为防止汽轮机超速损坏事故的发生，应做好哪些工作？为防止汽轮机超速损坏事故的发生，应做好哪些工作？ 答：1主汽轮机和小机的各种超速保护均应正常投入运行；超速保护动作试验结果应符合制造厂设计标准或行业标准。2每周应进行一次危急保安器注油试验。3每周应进行高压主汽门/调门、中压主汽门/调门全行程试验和抽汽逆止阀活动性试验。其中高中压主汽门、调门活动性应每天进行一次部分行程试验。4机组每次大小修后启动前应进行高中压主汽门、调门的严密性试验
33、。5机组每次大小修时应抽检抽汽逆止阀的严密性。6机组每次大小修后启动并网前应进行危急保安器注油跳闸试验。7机组每次大小修后启动并网前应进行后备超速保护试验。8机组每次大小修后启动并网前应进行“紧急停机”按钮试验。9机组大修应进行调速系统静态特性试验。10当危急保安器单独检修后初启动或机组大修后必须进行超速试验。11冷态启动超速试验，应按制造厂要求带 25额定负荷，连续运行4 小时后方可进行。12每个危急遮断器的超速试验，在同一情况下应做二次，二次动作转速之差不应超过额定转速的 0.6%，若2机组制造厂规定只准做一次，应按制造厂规定进行。试验方法及限额标准按制造厂规定进行。13试验时应设专人严密
34、监视汽轮机转速及各轴承的振动、轴向位移，若转速超过规定值而危急遮断器还未动作的应立即脱扣汽机。14正常运行中保持汽轮机润滑油和 EHC油油质合格，若发现异常应加强监测并提出处理意见。15保证 DEHC 系统工作正常；高低压旁路动作可靠，关闭严密，不泄漏。16对新投产的机组应严格按 50、 75、 100额定负荷顺次进行甩负荷试验；已投产尚未做 100甩负荷试验的机组应创造条件完成。17保证机组 EHC 油再生净化系统投运正常，若有异常应及时处理。3333如何判断汽轮机组是否经得起甩负荷？如何判断汽轮机组是否经得起甩负荷？ 答：主要根据三方面判断：（1）机组在甩去额定负荷后，转速上升，如未引起危
35、急保安器动作，即为合格；（2）如转速未超过额定转速的 89则为良好；（3）转速衰减的波形只允许有一个，否则说明转速调节系统品质不合格。3434运行人员为什么要掌握危急保安器的复归转速？运行人员为什么要掌握危急保安器的复归转速？ 答：所谓危急保安器的复归转速是指危急保安器飞锤因机组超速而动作，恢复原平衡位置的转速。运行人员掌握挂闸时机，避免在危急保安器飞锤尚未回缩之前，过早进行挂闸操作，致使飞锤与机械跳闸阀的拉钩碰撞损坏设备；或因挂闸过迟，使机组转速下降过多，增加不必要的操作。3535什么是监视段压力？汽轮机运行时监视监视段压力有何意义？什么是监视段压力？汽轮机运行时监视监视段压力有何意义？答：
36、各抽汽段（除最末一、二级外）和调节级室的压力统称监视段压力。汽轮机运行中各监视段的压力均与主蒸汽流量成正比例变化。监视这些压力，可以监督通流部分是否正常及通流部分结垢情况，同时可分析各表计、各调速汽门开度是否正常。3636水击的产生的原因和危害是什么？如何防止？水击的产生的原因和危害是什么？如何防止？ 答：水击的产生原因是多方面的：在输送低温液体的管道、设备中，放气不彻底而投运设备、系统；在输送高温液体的管道、设备中，放气不彻底或介质温度差异大而投运设备、系统；在输送汽体的管道中，暖管不充分、介质温度差异大、疏水不充分；向拥有大能量（热能）的大容器内（如除氧器）补充少量较低温度水平的介质，引起
37、局部压力场变化。另外，由于锅炉燃烧、汽包水位控制问题、加热器疏水水位控制问题也会发生汽机水击。一旦发生此类事件，后果往往较为严重。防止措施：充分放气、 预热、 暖管、 加强疏水。 向拥有大能量（热能）的大容器内（如除氧器）补充介质时应严格执行运规规定，如压力方面。万不得已时降低容器内的压力、用大流量补充介质。3737厂用电全部中断后时，汽机各岗位应做好哪些有关工作厂用电全部中断后时，汽机各岗位应做好哪些有关工作? ?答： #1 机组一、 厂用电中断的主要处理步骤1. 机组跳闸、 厂用电中断后应立即确认主机直流事故润滑油泵、 发电机直流事故密封油泵、汽泵组 A/B的直流事故润滑油泵自启动，否则应
38、抢投并确认主机润滑油压、 发电机密封油压、 汽泵组A/B润滑油压正常 。2. 确认主机高、 中压主汽门、 调门、 高排逆止阀、 各抽汽逆止阀关闭，高压缸通风阀开启，机组转速下降 。 若凝汽器压力达60kPa.a或低压排汽温度达 75时则开启凝汽器真空破坏阀。 如此时汽机保安电源尚未恢复，应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀，真空到零后立即停供轴封汽、确认轴加风机停运。停机过程中，若发生机组润滑油系统等故障需要加快降速停机时，应在机组转速降至2300r/min 后，及时开启真空破坏阀，加速停机。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭,汽泵组转速下降。3. 确认仪用空压机运行状态及冷却水供应
39、情况，必要时切换仪用空压机运行或冷却水切换至#2 机供应。 若仪用气失去，则在仪用气系统正常投运后及时复归相关气动控制阀。 4、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至 0.05MPa，确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。 若密封油失去，则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO2进行气体置换。5、 确认“凝汽器保护”动作，高、 低压旁路关闭，汽机防进水保护动作，相关疏水阀自动关闭，就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。 6、 确认辅汽系统运行情况。 #1机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运行机组供应。必要时
40、可由#1 机主蒸汽供辅汽。 7、严密监视润滑油供油温度，必要时可将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。 8、确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启，否则手动开启。9、 汽机惰走期间，注意倾听机组各部分声音，监视汽机的高、 低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。 10、汽机转速到零 ，及时投运主机盘车。如 此时汽机保安电源尚未恢复，则进行手动盘车(注意：手动盘车之前先把盘车马达控制开关闭锁至“STOP”位置，控制方式置“LOCAL”)。注意发电机密封油压应正常。 11、 汽泵组转速到零后，确认盘车自投，否则手动投运。 如此时保安电源尚未恢复，则进行手动
41、盘车。在凝结水泵投运前，就地确认汽泵组动静部分声音，声音正常则维持连续盘车，否则联系检修进行人工盘车。 12、 汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵、 辅助油泵、 发电机主密封油泵、 发电机密封油真空泵、 发电机密封油再循环泵、 汽泵组主油泵各一台 ，停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵，各直流事故油泵置“AUTO”状态。 13、 如果保安电源恢复时，主机处于手动盘车状态，则先取下手盘工具，然后经直轴后，确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常，投入连续盘车。 14、注意记录下列参数:(1) 主机惰走时间。(2) 主机润滑油供油
42、温度和主油箱油温的最高值。(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。(5) 低压缸排汽温度达到的最高值。 (6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时，应记录该轴承乌金温度的最高值。 二、机组恢复主要步骤1. 确认机组已安全停运。 2. 厂用电恢复后，启动凝结水输送泵、锅炉上水泵，分别向闭式水系统、 凝结水系统注水、 放气、 进水。 关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。 尽快投运闭式水泵（投运前要进行注水、放气）。3. 尽快投运仪用空压机及其干燥系统。4. 投运凝结水系统，若凝结水温较高则对凝汽器进行换水
43、，同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。 5. 确认电动给水泵、 汽动给水泵密封水供应正常。 若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。 6. 若厂用电恢复较快，则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于 50后方可启动循环水泵。注意润滑水系统应正常。 7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。8. 若发电机未曾排氢，则可投运发电机定子冷却水泵。9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。 控制润滑油温在35左右。10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水
44、至凝汽器的一次隔离阀。11. 若机组需启动，则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封汽温应符合规程规定。 12. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。13. 注意高、低压胀差变化，严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。 #2机组一、厂用电中断的主要处理步骤 1、 机组跳闸、 厂 用电中断后应立即确认主 机直流事故润滑油泵，发电机直流事故密封油泵、 汽泵组 A、 B直流事故润滑油泵自启动正常。 否则应立即手动启动并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组润滑油压正常。 2. 立即通知#1 机，确认仪用空压机冷却水由#1机供应。 3、 确认主机高、 中压主汽
45、门、 调门、 高排逆止阀、 各抽汽逆止阀关闭。当机组转速下降到 2700r/min 以下时,打开凝汽器真空破坏阀,破坏凝汽器真空、 加速停机。 真空到“0”，及时隔离轴封汽源，确认轴加风机停运。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭，汽泵组转速下降。4. 确认高、低压旁路关闭，汽机防进水保护动作，相关疏水阀自动关闭，就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。 5、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至 0.05MPa，确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。 若密封油失去，则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO2
46、进行气体置换。6、 确认辅汽系统运行情况。 #2机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运行机组供应。 7、严密监视润滑油供油温度，必要时可将主机冷油器切换阀切至并列位置。 确认各轴承回油温度下降。 记录主机润滑油供油最高温度值。8、确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启,否则手动开启。9、汽机惰走期间,注意倾听机组各部分声音,监视汽机的高、中、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。 10、 汽机转速到零时投运主机盘车，如此时汽机保安电源尚未恢复，则进行气动或手动盘车 。注意发电机密封油压应正常。11、汽泵组转速到零后，确认盘车自投，否则手动投运，如此时保安电源尚未恢复，则
47、联系检修进行手动盘车。 12. 保安电源恢复后及时启动事故密封水泵，确认给水泵密封水系统运行正常。若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。 13、 汽机保安电源恢复后, 应及时启动主机交流润滑油泵、 顶轴油泵A或B、 发电机主密封油泵或发电机交流事故密封油泵、 发电机密封油真空泵、 汽泵组交流润滑油泵各一台 ，停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵，各直流事故油泵置“AUTO”状态。 14、 确认主机大轴弯曲度、 机组动静部分声音、 轴承金属温度、 轴向位移等正常,投入连续盘车。 投运汽泵组 A、B
48、的 连续盘车。15. 确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启，否则手动开启。16. 关闭#1 机冷再至#2 机轴封汽隔离阀。 17、关闭辅汽至抽气器手动隔离阀 AS-GT103。18、注意记录下列参数:(1) 主汽轮机惰走时间。 (2) 主汽轮机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。(5) 低压缸排汽温度达到的最高值。 (6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时，应记录该轴承乌金温度的最高值。 二、机组恢复主要步骤1. 确认机组已安全停运。2. 厂用电恢复后，
49、启动凝结水输送泵，分别向闭式水系统、凝结水系统注水、 放气、 进水。 关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。 尽快投运闭式水泵（投运前要进行注水、放气）。3. 投运厂用空压机。4. 投运凝结水系统，若凝结水温较高则对凝汽器进行换水，同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。 5. 将给水泵密封水切换凝结水供应，若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。停运给水泵事故密封水泵并将其投入备用状态。 6. 若厂用电恢复较快，则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于 50后方可启动循环水泵。注意润滑水系统运行应正常。 7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。8. 若发电机未曾排氢，则可投运发电机定子冷却水泵。9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。 10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。开启辅汽至抽气器手动隔离