发电厂面试生产运行138个知识点详解Word格式.docx

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蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动。

主汽门、调速汽门的门杆、法兰、轴封处冒白汽或溅出水滴。

负荷下降，机组声音异常，振动加大。

轴向位移增大，推力轴承金属温度升高，胀差减小。

汽机上、下缸金属温差增大或报警。

处理原则：

机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理。

注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门应开启。

注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。

仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。

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。

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。

汽机转速到零后，立即投入连续盘车。

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，盘车盘不动时，严禁强行盘车。

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转动部分有摩擦，则应揭缸检查。

3、发值得生水冲击的原因有哪些？

发生水冲击的原因有：

锅炉蒸发量过大或不均匀，化学水处理不当引起汽水共腾。

锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。

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。

运行人员误操作以及给水调节器的原因造成锅炉满水。

汽轮机启动过程中，暖管时间不够，疏水不尽。

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。

汽轮机回热系统加热器水位高，且水位保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。

除氧器发生满水，使水经汽平衡管进入轴封系统。

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。

4、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：

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。

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。

推力瓦烧毁。

进入汽轮机的水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。

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。

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却，就会出现裂纹并不断扩大。

5、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：

汽轮机内或凝结器内产生突然声响。

机组突然振动增大或抖动。

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。

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。

断叶片进入抽汽管道可能造成阀门卡涩。

在惰走、盘车状态下，可听到金属摩擦声。

运行中级间压力升高。

为防止叶片损坏应采取如下措施：

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。

运行中保持蒸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。

加强汽、水的化学监督。

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。

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。

6、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：

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，造成大轴弯曲。

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。

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。

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：

启动前重点检查以下阀门，使其处于正确位置。

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。

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小时以上，不得间断，并测量转子弯曲值不大于原始值0.02mm。

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。

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。

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。

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。

当锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主蒸汽、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。

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。

7、防止轴承损坏的主要措施有：

加强油温、油压的监视调整，定期校验油位计、油压表、油温表。

油净化装置运行正常，定期化验油质，油质应符合标准。

严密监视轴承乌金温度，发现异常应及时查找原因并消除。

油系统设备自动及备用可靠，并进行严格的定期实验。

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。

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。

汽轮发电机转子应可靠接地。

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。

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）直流润滑油泵电源保险应有足够的容量并可靠。

8、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：

发电机甩负荷到零，汽轮机调速系统工作不正常。

危急保安器超速试验时转速失控。

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。

汽轮机转速监测系统故障或失灵。

汽轮机超速的处理原则：

立即破坏真空紧急停机，确认转速下降。

如发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。

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。

重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、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。

9、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：

各超速保护装置均应完好并正常投入且工作正常。

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。

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。

调节系统的速度变动率不大于5%，迟缓率不大于0.2%。

高中压自动主汽门及调速汽门应能迅速关闭严密，无卡涩。

调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。

坚持做调节系统的静态特性试验，汽轮机大修后或调速系统检修后，均应做汽轮机调节系统试验。

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。

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。

10、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：

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。

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。

一定要先送轴封汽后抽真空。

各管道、联箱应更充分地暖管、暖箱。

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80～100℃，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。

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。

开机过程中，应加强各部分疏水。

应尽量避开极热态启动。

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。

11、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轮机：

危急保安器动作不正常。

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。

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）。

汽轮机转子弯曲值超过规定。

高压内缸上下缸温差大于35℃，高中压外缸上下温差大于50℃。

盘车时发现机组内部有明显的摩擦声时。

任何一台油泵或盘车装置失灵时。

油压不合格或油温低于规定值。

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。

12、防止汽轮机轴瓦损坏的主要技术措施有哪些？

防止汽轮机轴瓦损坏的主要技术措施有：

油系统各阀门应有标示牌，油系统切换工作按规程进行。

润滑油系统阀门采用明杆或有标尺。

高低压供油设备定期试验。

润滑油压应以汽轮机中心线距冷油器最远的轴瓦为准。

直流油泵电源熔断器宜选用较高的等级。

汽轮机定速后停止油泵运行时应注意油压的变化。

油箱油位应符合规定。

润滑油压应符合设计值。

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。

13、在哪些情况下汽轮机不破坏真空故障停机？

真空降至规定值，负荷降至零仍无效。

额定汽压时，主蒸汽温度升高至最大允许值。

主、再热汽温度过低。

主蒸汽压力上升至最大允许值。

发电机断水超过规定值，断水保护拒动。

厂用电全部失去。

主油泵出现故障，不能维持正常时。

氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。

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。

14、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：

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。

上、下汽缸温差一定要在规定的范围以内。

如果上下汽缸温差过大，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。

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。

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。

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。

15、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：

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。

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。

确定激振力的性质。

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，常振动最大表现处即为缺陷所在处。

但有时，特别是多根转子（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。

16、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：

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。

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。

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。

轴瓦钨金破裂，坚固螺钉松脱、断裂。

转动部分的耐疲劳强度降低，将引起叶片、轮盘等损坏。

发电机、励磁机部件松动、损坏。

调速系统不稳定。

17、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：

汽温汽压下降，通流部分过负荷及回热加热器停用。

隔板轴封间隙因摩损而漏汽增大。

蒸汽品质不良，引起通流部分结垢。

发生水冲击。

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。

推力瓦损坏。

18、防止低温脆性破裂事故，应在运行维护方面做哪些措施？

防止低温脆性破裂事故应做下列措施：

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。

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。

应当在25%低负荷暖机3～4h后，才可做超速试验。

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。

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

19、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：

均压箱压力过高或端部轴封汽量过大。

轴加抽气器工作失常，使轴封出汽不畅而油中带水。

冷油器铜管漏，并且水压大于油压。

油位计卡死，出现假油位。

启动时高压油泵和润滑油泵的轴承冷却水漏入油中。

当冷油器出口油温升高、粘度小，油位也会有所提高。

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：

油箱事故放油门及油系统其它部套泄漏或误开。

净油器过滤油泵到油位高限不能自启动将油打入主油箱。

冷油器铜管漏。

冷油器出口油温低，油位也有所降低。

轴承油挡漏油。

油箱刚放过水。

油位计卡涩。

密封油箱油位过高造成主油箱油位低。

停机时发电机进油。

20、汽轮机启动排汽缸温度升高的原因及危害？

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，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。

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。

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。

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℃。

21、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：

在汽轮机运行中进行油系统切换时发生误操作。