火电厂汽机培训资料

1、1发电部汽机专业培训资料发电部汽机专业培训资料目录1、汽轮机本体运行知识学习考试资料、汽轮机本体运行知识学习考试资料 .21.1 汽轮机本体系统运行知识考试卷 1.21.2 汽轮机本体系统运行知识考试卷 2.41.3 汽轮机本体系统运行知识考试卷 3.61.4 汽轮机本体系统运行知识考试卷 4.91.5 汽轮机本体系统运行知识考试卷 5.112、汽轮机油系统运行知识学习考试资料、汽轮机油系统运行知识学习考试资料 .142.1 汽轮机油系统运行知识考试卷 1.142.2 汽轮机油系统运行知识考试卷 2.182.3 汽轮机油系统运行知识考试卷 3.212.4 汽轮机油系统运行知识考试卷 4.243

2、 3、汽轮机给水系统运行知识学习考试资料、汽轮机给水系统运行知识学习考试资料.283.1 汽轮机给水系统运行知识考试卷 1.283.2 汽轮机给水系统运行知识考试卷 2.304、凝结水系统运行知识学习考试资料、凝结水系统运行知识学习考试资料 .334.1 汽轮机凝结水系统运行知识考试卷 1.335、真空系统运行知识学习考试资料、真空系统运行知识学习考试资料 .3521、汽轮机本体运行知识学习考试资料1.1 汽轮机本体系统运行知识考试卷 1一、填空题：（每题 3 分，计 48 分）1、300MW 机组汽轮机型号是 C330-16.67/0.981/538/538（N320-16.67/538/5

3、38） ，型式是亚临界、中间再热式、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、抽汽供热式（亚临界、中间再热式、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、凝汽式） 。2、300MW 机组汽轮机额定给水温度是 275.4（274.8） 。3、300MW 机组发电机冷却方式是水氢氢，额定氢压是 0.31Mpa，氢气纯度是 96以上，冷氢最高温度应低于 40，冷氢温度报警值是40，50；4、做电超速功能 ETS 系统通道试验时，应联系热控到现场，应检查 ETS 试验盘所有的报警灯都不亮；应在 ETS 试验盘上按“进入试验”功能键进入试验方式，盘上该键指示灯亮；按下“超速 1”超速通道，盘上“超速 1” 通道指示灯亮； 按一下

4、“试验确认”键进行试验：发出“电超速 CH1” 通道报警；按下“复位试验”按钮复置相应的动作通道；证实“电超速 CH1” 通道报警灯灭，按“退出试验”功能键退出试验方式。“超速 2”、“超速 3” 通道试验方法同上。5、做高中压主汽门、中压调门活动试验前，应与值长联系并通知锅炉注意负荷变化，将DEH 控制画面切至阀门控制画面“阀门试验”； 在伐门控制画面上按下主汽门“TV1”键；当 TV1 主汽门关小至 90开度时自动恢复全开，注意负荷及汽压变化。按此方法做其他各门试验。6、汽机启动状态划分：汽轮机第一级金属温度或中压叶片持环金属温度121，为冷态；汽轮机第一级金属温度或中压叶片持环金属温度1

5、21为热态。7、锅炉点火后，当锅炉起压后，应逐渐开大辅汽联箱至除氧器进汽门，维持压力0.05MPa，并注意除氧器不应振动。然后将除氧器压力投“自动”，同时注意辅汽母管压力及轴封供汽压力。8、冲转条件满足后，应切除旁路系统，先关高压旁路,待再热蒸汽压力为零,再关闭低压旁路。应加强对汽包水位、蒸汽压力、过热蒸汽温度的监视、调整。9、冷态启机过程中，当机组负荷 75MW 时，应检查汽封调节门自动关闭，机组轴封为自密封，并关闭轴封汽调整门旁路门，启动一台前置泵暖泵，相应小机使用正常汽源暖管正常，冲转。若高加未随机投入，则此时应依次投入 3、2、1 号高加。10、启机过程中，汽机转速在 600rpm 以

6、下时，应对转子偏心度进行监视，其数值应0.076mm，当大于此值，不允许汽机升速；汽机转速在 600rpm 以上时，应对转子振动进行监视：报警值：0.125mm，跳机值：0.254mm。11、正常运行时，主蒸汽与再热蒸汽温差应小于41.6，初负荷时允许再热汽温比主汽温低80。主蒸汽或再热蒸汽两侧温差应小于13.8，温差达41.6,最长时间不超过15分钟并至少间隔4小时。12、汽轮机冲转前发电机内氢压应保持氢压正常，在冲转升速过程中禁止补氢。正常运行时密封油温应尽量保持在 3545之间。最低不应低于 27，最高不超过 49。13、机组滑参数停运过程中，机组负荷由 240MW 逐渐降低至 200M

7、W，汽压降至 12mpa，汽温450 度，稳定运行 20min，待调节级金属温度 410 度后继续下降。314、滑参数停机过程中，降温速率小于 1/min。密切注意汽机有无水击现象，过热蒸汽温度过热度一般保持在 100左右，最低不低于 50。第一级蒸汽温度及第一级金属温度温差在 2040。15、不破坏真空故障停机的条件主要有：DEH 工作失常，汽机不能控制转速或负荷；主、再热蒸汽管道，给水管道或其它压力部件破裂机组无法运行时；主蒸汽压力升高，汽机 TV前主汽压力至 21.7Mpa；主、再热蒸汽温度升高至 565.5以上；主、再热汽温在 10 分钟内突降 50；凝汽器真空低至 81.4kPa，经

8、减负荷到零仍不能恢复；发电机定子线圈冷却水中断 30 秒后不能恢复或定子冷却水出口水温达 85；励磁机冒烟，着火；炉跳机或电跳机联锁保护拒动时；低压缸排汽温度高达 121连续运行 15 分钟；高、中压主汽门前两侧温差达 42且运行时间达 15 分钟，或大于 42；主、再热蒸汽满负荷时温差达 42，或机组接近空载运行时温差达 83；高、中压缸上、下温差达 56，知短时间内不能查明原因时；发生威胁人身生命安全时。16、氢气系统着火，若氢系统因漏氢引起着火时，应设法阻止漏氢，并用 CO2 灭火,若着火点在氢气系统的管道上，应立即切断气源，降低氢气压力；若发电机内氢气着火或爆炸时，应紧急停机，并向发电

9、机内充入 CO2 排出氢气，在发电机灭火过程中应保持其 10的额定转速。二、问答题（每题 10 分，计 20 分）1、汽轮机严重超速时的现象有哪些？如何处理？一、现象（1）、汽轮机发生不正常的声音。（2）、汽轮机转速超过 3300r/min 仍继续上升。（3）、一般情况下机组负荷突然到零。（4）、机组振动增大。（5）、103、110超速保护和危急保安器不动作或者已动作但主汽门、调速汽门卡涩未关严。二、处理（1）、立即按下汽轮机紧急跳闸按钮或手动危急遮断装置进行紧急停机。（2）、检查并确认汽机 TV、GV、IV、RV 及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，若未关严应设法关严。（3）、停止真空泵运行

10、，开启真空破坏门。（4）、汽机转速下降时启动交流润滑油泵，检查油压正常。（5）、手动强制关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门。（6）、仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。（7）、对机组进行全面检查，并查明原因，待缺陷消除后方可重新启动。（8）、必须进行危急保安器升速试验及电超速保护试验，合格后方可并网。2、汽轮机轴向位移增大的现象有哪些？机组发生轴向位移增大有哪些原因？一、现象：（1）、BTG 盘“轴向位移大”声光报警（2）、TSI 盘灯光报警。（3）、DEH、TSI 轴向位移指示增大。（4）、汽轮机推力瓦温度上升。二、原因：（1）、机组负荷、蒸汽参数或流量骤变。（2）、汽轮机发生水冲击。

11、4（3）、推力瓦磨损。（4）、叶片结垢严重或断落。（5）、凝汽器真空变化。（6）、平衡鼓、汽封片磨损。（7）、机组过负荷。（8）、汽轮机发生强烈振动使平衡鼓汽封片磨损严重，失去平衡作用。三、填写操作票（16 分）：1、3 号机组汽轮机 OPC 超速试验操作票四、背画系统图（16 分）1、5 号机主蒸汽系统图1.2 汽轮机本体系统运行知识考试卷 2一、填空题：（每题 3 分，计 48 分）1、300MW 机组汽轮机额定功率是 330MW（320MW） ，最大设计功率333.2MW（334.2MW） ，最大保证功率是 327MW（327MW） 。2、300MW 机组汽轮机额定背压是 4.9 kPa

12、，汽机报警背压是 16.9kPa，允许运行的最大背压是 18.6kPa，汽机跳闸背压是 20.3kPa。3、做真空严密性试验时，应检查机组运行正常，负荷在 240MW，真空0.0913MPa 稳定，并记录试验前负荷、凝汽器真空、排汽温度及大气压力；检查一台真空泵运行正常后，缓慢关闭真空泵入口蝶阀前手动门，密切监视真空下降趋势；真空泵入口蝶阀前手动门全关 30秒后开始每隔半分钟记录一次凝汽器真空值；持续 8 分钟后开启真空泵入口蝶阀前手动门，取后 5 分钟真空下降值，求得真空下降平均值，与评价标准比较。试验期间凝汽器真空应0.087Mpa。真空严密性的评价标准: 优良 0.1kPa/min，合格

13、 0.27kPa/min。4、做润滑油压低停机保护试验时，应开启交流润滑油泵及密封油备用泵，开启 EH 油泵；应联系热控解除低真空，MFT 等保护；应检查 ETS 无报警；挂闸后，应检查中压主汽门开启；检查打开润滑油压低跳闸试验块进油门；缓慢开启试验块 63-1/LBO 与 63-3/LBO 通道泄油门；当试验块上 1、3 通道油压下降至 0.07 MPa 及 0.048 MPa 时，ETS 盘“润滑油压CH1”及“润滑油压 CH3”报警灯亮；缓慢开启试验块 63-2/LBO 与 63-4/LBO 通道泄油门；当试验块上 2、4 通道油压降至 0.048MPa 时，ETS 盘“润滑油压 CH2

14、”及“润滑油压 CH4”报警灯亮；检查 AST 电磁阀失电，机跳闸。ETS 盘，首出遮断信号“LBO（润滑油）”报警灯亮。关闭试验块泄油门，检查试验块上油压表压力恢复正常，各报警灯应息灭，复位ETS 盘，试验结束，将系统恢复到试验前状态。5、在下列情况下应进行主汽门、调速汽门严密性试验：机组大修前、后；甩负荷前；超速试验前；运行中每年一次主汽门、调速汽门严密性试验。6、机组启动方式选择：锅炉、汽轮机均处于冷态时，机组按冷态启动方式启动，进入汽轮机的过热蒸汽至少有 56的过热度，但其最高温度不得超过 426，主汽门前蒸汽的压力和温度应满足厂家提供的“主汽门前启动蒸汽参数”曲线要求。7、锅炉点火后

15、，当锅炉起压后，需向轴封送汽：应检查轴封系统符合启动条件，确认轴封供汽母管蒸汽压力、温度正常。全开轴封系统的所有疏水门,稍开辅汽供轴封调整门轴封系统暖管疏水；充分疏水后，投入轴封系统，启轴封风机,检查轴封加热器汽水侧正常，检查轴封减温水正常，低加轴封减温器后蒸汽温度控制在 121.1176.7之间，且有 13.8的过热度。8、汽机冲转过程中，转速达 600r/min， “进行”灯灭，应进行全面检查，主要要检查：倾听机组声音正常，必要时可脱扣进行磨擦检查；转子偏心度稳定并不大于 0.076mm；低压5缸喷水阀应自动打开；确认 BTG 盘无声光报警；确认 TSI 盘上“报警”和“脱扣”均不亮；检查

16、密封油系统工作正常；各支持轴承金属温度应107,推力轴承温度99，各轴承的回油温度42报警时应当立即检查汽机所有疏水阀打开，否则手动开启，检查各有关系统运行情况是否正常。11、发电机定子冷却水水质应符合要求：酸碱度(PH 值)：7.08.0；硬度小于 2 微克当量/升；导电率：定子冷却水正常导电率(相当于 25)应小于 1.5 微姆/厘米，第一报警值为 5微姆/厘米，发“定子线圈进水导电率高”信号；第二报警值为 9.5 微姆/厘米，发“定子线圈进水导电率非常高”信号。正常运行时，定子冷却水系统的离子交换器处理一定的水量，其出口检测的水导电率正常在 0.10.4 微姆/厘米范围内，达到 1.5

17、微姆/厘米时报警。12、停机过程中，转速降至 200r/min 应进行的操作主要有：切断氢气冷却器冷却水；切断励磁机空气冷却器冷却水；切断发电机内冷水，停止定冷水泵。检查两台顶轴油泵应启动，就地确认 36 瓦顶轴油压 5.08.0MPa。盘车喷油电磁阀开启并已喷油。13、机组滑参数停运过程中，机组负荷由 150MW 逐渐降低至 90MW，汽压降至 7.5mpa，汽温350 度，稳定运行 20min，待调节级金属温度 330 度后继续下降；期间切换厂用电，退出一台汽泵运行，给水切至 30旁路。14、破坏真空紧急停机的条件主要有：汽轮机转速升高到危急保安器动作转速（3330r/min）而超速保护不

18、动作；机组内有明显的金属摩擦声或撞击声；机组发生强烈振动；轴封处冒火花；汽轮发电机组任一轴承断油，冒烟或回油温度达 82；汽轮发电机组14 轴承金属温度达 112，,57 轴承金属温度达 107，推力瓦任一点达 107；汽轮机主油箱油位低至-400mm，补油无效时；油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组及油箱安全时；汽轮机发生水冲击；发电机、励磁系统冒烟着火或氢气系统爆炸或着火；汽轮机差胀16.5mm（3 号机为19mm）；机组任一跳闸保护达到动作值而保护拒动时；厂用电全部中断；DCS 故障危及机组安全运行。15、机组甩负荷到零，DEH 可以控制转速时，应用 DEH 控制汽机转速 3000r/

19、min，将机组协调控制、DEH、各自动控制系统切除，改为手动调整，应全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。16、汽水管道故障处理过程中的隔离原则主要有：尽可能不使工作人员和设备遭受损害；尽可能不停用运行设备；先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门；先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔离点，再扩大隔离范围。待可以接近隔离点时，应迅速缩小隔离范围。二、问答题（每题 10 分，计 20 分）1、机组不正常振动的现象有哪些？机组发生振动有哪些原因？一、现象：（1）、DEH、TSI 振动指示增大。（2）、CRT 画面“转子振动大”声光报警。（3）、TSI 盘灯光报警

20、。（4）、机组声音异常。二、原因：11（1）、机组负荷、参数骤变。（2）、润滑油压，润滑油温，密封油温变化。（3）、汽轮发电机组动静部分、通流部分及端部轴封内部发生摩擦。（4）、发电机静子、转子电流不平衡。（5）、汽轮机发生水冲击。（6）、汽轮机断叶片。（7）、转子弯曲。（8）、汽轮发电机组中心不正。（9）、汽轮发电机组转子不平衡。（10）、汽轮机通流部分变形。（11）、轴承油膜不稳。（12）、发电机部分的机械松动。（13）、汽轮发电机组的动静部分掉进杂物。（14）、发电机氢气温度变化过快，氢气温差过大。（15）、汽轮机启动过程中暖机不良，引起振动。（16）、胀差超过允许值。2、DEHa 系统

21、故障有何现象？有何原因？如何处理？一、现象：（1）、ETS 控制盘“电源故障”灯亮。（2）、DEHCRT 状态显示“DEH 自动”灯灭。（3）、在 DEH 控制盘上无法调节机组负荷。（4）、机组负荷无变化。二、原因：（1）、系统计算机故障。三、处理：（1）、发现故障现象后， 应立即将“自动”切至“手动”方式，汇报值长。（2）、注意监视机组运行情况，维持锅炉参数稳定。（3）、联系热控处理,完毕应恢复 DEH 原运行方式。（4）、若“手动”亦故障，应注意机组防进水保护的相关疏水阀是否失控打开，同时汇报值长，相应降低机组负荷。（5）、DEH 在“手动”方式下不能控制转速或负荷，则应故障停机。（6）、

22、若 DEH 故障，影响机组安全运行时，按故障停机处理。三、填写操作票（16 分）：1、3 号机组汽轮机机械超速试验操作票四、背画系统图（16 分）1、5 号机汽机疏水总图1.5 汽轮机本体系统运行知识考试卷 5一、填空题：（每题 3 分，计 48 分）1、300MW机组汽轮机再热汽门前蒸汽压力是3.275Mpa（3.21MPa） ，再热汽门前蒸汽温度是538（538） ，再热蒸汽额定流量是746.2th（741.4th） 。2、 做汽轮机 ETS 系统通道(EH 油压低、润滑油压低、低真空等)试验时，应联系热控人员到现场，12应检查 ETS 试验盘所有的报警灯都不亮；在 ETS 试验盘上按“进

23、入试验”功能键进入试验方式，盘上该键指示灯亮；按下要试验的功能键(如 EH 油压低、润滑油压低、低真空等)按钮，盘上相应指示灯亮；按“通道 1”或“通道 2”键对应于要试验的通道，则盘上相应指示灯亮；按一下“试验确认”键进行试验；证实点亮的指示灯所试验的通道处于动作状态（即相应通道报警光字牌灯亮）；按下“复位试验”按钮复置相应的动作通道；证实试验的通道不再处预遮断状态（即相应通道报警光字牌灯灭），按“退出试验”功能键退出试验方式。3、做抽汽逆止门活动试验时，应在锅炉点火前进行(正常运行中试验应逐个分别进行)，首先应确认满足汽机挂闸条件，将汽机挂闸；开启各级抽汽电动门，检查各级抽汽逆止门应开启；

24、在 CRT 控制画面将抽汽逆止门关闭后，应检查抽汽逆止门应自动关闭，无卡涩现象；在 CRT 控制画面将抽汽逆止门开启后，应检查逆止门应返回到全开位置。4、禁止汽轮机启动或并网情况主要有： DCS 系统工作不正常；DEH 不能在“全自动”方式下正常启动工作，有关监视控制功能失去；TSI 仪表未投入或失灵；、和、，高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门任一动作不正常或卡涩；调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷时不能控制转速；润滑油泵、高压密封备用泵、顶轴油泵、油泵之一工作失常；盘车盘不动或盘车电流严重超限；润滑油油质不合格，润滑油温小于 21；油质不合格，油温小于 21；高压缸和中压缸的上、下缸温差大于 51

25、；转子偏心度大于原始记录 0.02mm；发电机内氢气纯度90；氢气压力0.14Pa。5、机组冷态启动时，辅助设备及辅助系统的启动主要有：启动一台凝输泵，发电机内冷水箱、凝汽器换水、补水至正常水位；启动一台闭式循环冷却水泵，投入联锁开关；启动主机交流润滑油泵，启动主油箱排烟风机投入主机润滑油系统运行；启动发电机空、氢侧密封油泵，投入发电机密封油系统运行；启动主机顶轴油泵，投入主机盘车运行。（要求在汽轮机冲转前 8 小时投入盘车运行）；发电机充氢，保持氢压 0.31Mpa，氢纯度96；启动一台定子冷却水泵，投入联锁开关，联系化学化验水质合格后，发电机定子通水；启动一台凝结水泵、向除氧器上水，冲洗凝

26、结水系统及除氧器，待水质合格后，将除氧器补水至正常水位，并投入水位自动调节；联系邻机送汽至辅汽母管进行暖管，暖管结束后投入辅汽运行，维持辅助蒸汽联箱压力 0.650.85Mpa（或联系邻机送汽）；除氧器加水至2200mm 后，启动除氧器循环泵，投入除氧器加热，加热除氧器水温至：冷态 4060，热态 80100。除氧器加热期间严禁向凝汽器放水，同时严密监视汽轮机各段抽汽温度和汽缸上下温差，加热时防止除氧器振动；根据化学监督要求，开启需要加药的水系统各加药门，通知化学对相应的水系统进行加药；启动一台 EH 油泵，启动时油箱最低油温大于10，一般要求油温大于 21，如油温低投入电加热装置，投入 EH

27、 油泵联锁开关；联系热工投入 DEH 和 TSI 系统，并在锅炉点火前做调速系统静态试验。6、汽机冲转必须满足的条件主要有：主蒸汽压力：4.2MPa；主蒸汽温度：320；蒸汽品质合格；高中压缸上下温差小于 41.6；凝汽器真空：0.089MPa ；转子偏心度小于0.076mm(不大于原始值 0.02mm)；润滑油温在 2935，油压在 0.090.12MPa；抗燃油压在 14MPa；密封油氢差压：0.084MPa；定冷水流量：55T/H；发电机氢压正常。7、冷态启机过程中，当机组负荷达 30MW 时“GO”灯灭，保持 4 小时暖机后，解列做超速试验，超速试验结束后，恢复机组至 3000r/mi

28、n，重新并列带负荷（此项操作根据实际情况决定） 。应随机投入高、低加系统。负荷 45MW 时，应检查低压缸喷水门应自动关闭，并关闭水幕保护喷水。开启 4 抽电动总门。负荷 50MW 以上,（四抽压力0.2Pa） ，开 4级抽汽至除氧器进汽门，关闭辅汽联箱至除氧器进汽门，除氧器转入滑压运行，并进行汽泵启动前的检查准备工作。负荷 60MW 时，停止除氧器循环泵运行。138、冷态启机过程中，应根据实际情况选择控制方式：MAN（手动控制）、BF（锅炉跟随）、TF（汽机跟随）、CCS（协调控制）、AGC（网调控制负荷，协调控制必须投入）。9、机组热态启动时，主蒸汽冲转参数按照热态启动曲线选择，需要注意的

29、是：第一级蒸汽温度与高压第一级金属温度温差必须控制在-55.6t111.1之间），建议控制在 80-100，原则上尽可能避免负温差启动方式。若汽轮机无法避免负温差启动时，必须使第一级金属温度与预测 5负荷时的第一级蒸汽温度差应小于 38。10、汽轮机滑压运行规定适用于机组顺序阀控制方式下 180MW 至 220MW 负荷运行工况，可分为 180MW 至 200MW 和 200MW 至 220MW 两种负荷工况。机组负荷大于 220MW 时转为定压运行方式。 11、机组滑参数停运过程中，机组负荷 240MW，应汽机阀切换，逐渐全开调阀，降低主汽压力至 14.5mpa 左右；利用减温水降低主汽温度

30、，降温速率 1/min；待降低至 460 度后，稳定运行 20min，调节级金属温度达到 440 度后继续降负荷。12、滑参数停机过程中，过热蒸汽温度、再热蒸汽温度应缓慢均匀的下降，严防蒸汽温度大幅度回升。过热蒸汽、再热蒸汽温差不超过 41.7，一般保持在 28以下，再热蒸汽温度下降速度尽量跟上过热蒸汽参数。蒸汽温度、压力应匹配下降，蒸汽压力的下降应先于蒸汽温度下降。13、汽轮机自动停机的条件主要有：油压低至 9.30Mpa；轴承润滑油压低至0.048Mpa；轴向位移至+1mm 或-1mm；差胀16.5mm（3 号机为19mm）；凝汽器真空低至 79.7kPa；汽轮机转速升高到 3300r/m

31、in 以上；锅炉 MFT(汽包水位350mm或炉侧主汽温度440或机侧450时则锅炉 MFT 后联跳汽轮机)；发变组保护动作；DEH电源失去；任一轴承轴振 X（Y）向到遮断值且 Y(X)向到报警值；发电机逆功率；ATC 汽机跳闸。14、机组甩负荷到零，DEH 不能控制转速，110超速保护或危急保安器动作时，应检查并确认汽机 TV、GV、IV、RV 及各级抽汽逆止门、电动门均关闭严密，汽机转速下降；炉MFT。若转速继续上升应破坏真空紧急停机；应全面检查机组情况，如轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动、声音等正常。15、给水管道破裂时，应迅速隔离故障点；如故障点无法隔离且机组无法维持正常运行时，

32、应进行破坏真空事故停机。凝结水管道破裂时，应设法制止或减少凝结水的泄漏或隔离故障点，维持机组运行；如故障点无法隔离且影响机组正常运行时，应申请停机。循环水管道破裂时，应设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、真空、油温、风温的变化。16、300MW 机组发电机冷却方式是水氢氢，内冷水流量是 55m3/h，内冷水压力是0.150.20Mpa，内冷水进水温度是 4550，内冷水出水最高温度是 85，内冷水出水允许温升是 31。二、问答题（每题 10 分，计 20 分）1、机组发生振动后如何进行处理？（1）、机组突然发生强烈振动或发出能清楚地听出来的金属声音时，应立即破坏真空

33、，紧急停机。（2）、在机组启动过程中发生振动大处理原则：a)在机组启动过程中发生轴振达到 0.254mm 而保护不动作，应立即脱扣停机并核查：(1)蒸汽参数是否符合规定。(2)升速率是否符合要求，特别是热态启动的升速率应保证 300r/min。(3)高、中压缸上、下温差是否在规定范围内。(4)各疏水是否畅通。14(5)临界转速是否发生变化。(6)发电机氢气温度、两端温差是否正常。(7)汽轮发电机各转动部分是否发生摩擦。根据上述不同原因，采取相应措施，使之恢复正常后方可重新启动汽轮机。b)当机组转速在 600r/min 以下偏心度0.076mm 时，应停机进行连续盘车，直到偏心度0.076mm

34、时，方可重新启动。c)当机组转速在 600r/min 以上，振动值达到报警值 0.125mm 时，应停止升速，保持转速 15分钟；若振动值未下降则应继续降低转速至 200r/min， 保持转速 15 分钟；若振动值仍未下降则应继续降低转速，直至振动值下降并稳定后方可继续升速至 600r/min 暖机。d)禁止将机组转速停留在临界转速范围之内。（3）、机组在运行中振动达 0.125mm 报警或者在汽轮机、发电机、励磁机处发现可疑声音时，应降低机组负荷或采取其它调整手段直到振动值下降到允许范围内为止。处理过程中应认真分析振动原因同时应检查：a)润滑油温、润滑油压、轴承温度及回油温度有无异常变化。b

35、)蒸汽参数是否符合规定。c)汽缸总胀及高、中压缸胀差是否正常。d)两侧汽门开度是否正常。e)发电机轴振大应检查发电机氢气温度、两端温差是否正常。f)仔细倾听汽轮发电机组内部声音。g)检查汽机上、下缸温差，若温差42，按故障停机处理。（4）、若机组在运行中振动达 0.254mm，汽机应自动脱扣，否则应紧急停机。a)如果在发电机解除励磁后振动明显减小或在提升电压时机组发生振动，说明振动是由发电机方面的原因所引起。b)机组在启动过程中，端部轴封处或通流部分清楚地听出摩擦声音时，应停止启动进行检修。c)停机时如果在端部轴封处或通流部分清楚地听出摩擦声音，则在下次启动前必须检查、修好。d)振动是各类事故

36、的普遍现象，故发生振动的原因很多，运行人员要善于分析，认真查找原因，要透过事故的现象看清事故发生的真正原因。2、蒸汽管道故障的处理方法有哪些？（1）、蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行应破坏真空事故停机，同时还应：a)尽快隔离故障点,放疏水泄压,并开启汽轮机厂房内的窗户放出蒸汽,检查房顶抽风机开启运行。切勿乱跑，防止被汽流吹伤。b)采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施。（2）、蒸汽管道水冲击时，当机组在运行时，开启有关疏水门并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理；当机组处于停用状态时，将蒸汽管道隔离、泄压，重新暖管。（3）、抽汽管道水冲击时，应停用水冲击的

37、抽汽管道及设备，开启有关疏水门并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理。（4）、蒸汽管道振动大时，应检查蒸汽管道的疏水和支吊架情况；两侧蒸汽流量是否偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报值长降低机组负荷，必要时隔离振动大的蒸汽管道。三、填写操作票（16 分）：1、3 号机组汽轮机注油试验15四、背画系统图（16 分）1、5 号机汽机本体疏水系统图2、汽轮机油系统运行知识学习考试资料2.1 汽轮机油系统运行知识考试卷 1一、填空题：（每题 2 分，计 36 分）1、汽轮机主油箱工作液位 0 mm，是指油箱底部为基准 1808 mm 处。2、直流润滑油泵的型式是

38、长轴多级液下式，额定流量是 168 m3/h，额定扬程是 36 M，电机额定功率是 30 kW，电机额定电流是 158.5A，额定转速是 2950（3000）r/min。3、空侧交流密封油泵的额定流量是 23 m3/h，额定扬程是 1.0 Mpa，电机额定功率是15kW，电机额定电流是 33.3A，额定转速是 1460（1450）r/min。4、润滑油输送泵的型式是齿轮式，额定流量是 18 m3/h，额定扬程是 0.36 MPa（31m） ，电机额定功率是 5.5 kW，电机额定电压是 380（660）V，电机额定电流是 12.6（7.4）A，额定转速是 960r/min。5、EH 油箱油温报

39、警值是21/60，EH 油回油压力高报警值是0.21Mpa。6、润滑油系统工作失常，“油压下降，油位不变”的主要原因有：a、主油泵或注油器工作不正常。b、润滑油滤网脏污。C、逆止门不严密。7、润滑油系统工作失常，“油压、油位同时下降” 的主要原因有：a、冷油器大量漏油。b、油管道大量漏油。8、发电机密封油系统可能发生故障主要有：a、空侧密封油泵故障或空侧密封油中断。b、氢侧密封油泵故障或氢侧密封油中断。c、油、氢差压低。d、消泡箱油位高。e、氢侧回油控制箱油位异常（高或低） 。9、氢侧密封油箱油位升高的主要原因有：a、排油阀动作不正常（卡涩或浮球破裂等） 。b、发电机内氢压低。10、氢侧密封油

40、箱油位下降时，处理的主要步骤有：a、发现氢侧密封油箱油位下降，应检查补油阀动作情况，必要时应旋进补油阀下部顶针进行补油至正常油位。b、若排油阀动作不正常（卡涩或误开） ，应旋进排油阀上部顶针关闭排油阀，维持氢侧油箱油位正常。11、润滑油系统停用的主要操作步骤有：a、润滑油系统的停用必须在汽轮机静止后进行。b、润滑油系统停用前，应先确认盘车装置、顶轴油泵处于停运状态；密封油系统已停止。c、切除交、直流润滑油泵联锁，按下交流润滑油泵“停止”按钮，绿灯亮，电流到零，出口压力到零。d、停止主油箱排烟风机。e、关闭冷油器进水门、出水门。12、顶轴油泵手动启动的主要步骤有：a、确证检修工作已全部结束，工作

41、票已终结，安全措施已拆除，现场已清理干净，各热工表记完好，表门开启。b、测量各油泵电动机绝缘电阻合格，电动机电源送至试验位置，做静态拉、合闸及联锁回路试验正常，送上顶轴油泵动力电源。c、开启润滑油至顶轴油泵入口总油门及各泵进油门。d、确认顶轴油系统检查完毕，处于正常状态。e、分别将 A、B 顶轴油泵操作开关置“就地”位置，启动两台顶轴油泵运行正常，通过调整出口溢流门控制各轴承顶轴油压在 8.3-10.3MPa。f、投入顶轴油泵联锁。13、顶轴油泵及盘车装置停用的主要操作步骤有：a、高压缸第一级金属温度及中压叶片持环温度150，且上、下缸温差20时，方可停止盘车装置运行。b、在就地控制盘上按“停

42、止”按钮，绿灯亮，盘车装置停止。c、根据需要将盘车啮合手柄扳至“脱开”位置。d、解除顶轴油泵联锁，停止顶轴油泵运行，顶轴油泵出口压力到零。e、开机过程中，当转速高于盘车转速，盘车脱开，盘车电动机自停。1614、发电机密封油系统在停机情况下运行的要求有：a、停机后机内氢气未排尽，盘车装置未停止，则必须保持密封油压正常且空侧密封油回油箱排烟风机必须保持运行。b、如果停机期间，空侧交流密封油泵故障，因油、氢差压低使空、氢侧直流密封油泵自启动时，应检查开启备用差压调节阀的前、后隔离门，应将机内氢压降至 0.014MPa 以下；若直流润滑油泵也故障，应立即排氢。c、停机期间或正常运行中，若氢侧油泵故障需

43、处理时，则允许氢侧油泵暂时退出运行，但应密切注意氢气纯度变化不低于 90，故障消除后立即投运。d、停机期间，若发电机及其氢气管道附近需要明火作业，必须在排氢后进行。e、发电机氢压小于 0.1MPa 时，应注意氢侧密封油回油箱及消泡箱油位，防止密封油进入发电机内。15、密封油压力降低的现象主要有：a、空侧或氢侧密封油压力指示下降或报警；b、油、氢差压指示减小或报警；c、氢、空侧密封油差压增大。16、氢侧密封油箱油位降低的现象主要有：a、 氢侧密封油位计指示下降；b、氢侧密封油箱油位低报警。17、大机润滑油系统停运检修时主油箱放油至贮油箱净油室的主要步骤有：a、确认大机润滑油系统停运条件具备；b、

44、确认贮油箱净油室油位到 0，具备贮存全部大机润滑油箱放油的容积，贮油箱净油室油位计正常投入；c、确认油净化装置至大机油箱隔离门、贮油箱净油室事故放油门及正常放油至润滑油输送泵入口母管隔离门、底部放油至润滑油输送泵入口母管隔离门关闭；d、开启大机正常放油至润滑油输送泵入口门、润滑油输送泵进出口门、润滑油输送泵至贮油箱净油室隔离门、润滑油输送泵出口至大小机油箱隔离门；e、启动润滑油输送泵，检查泵运行正常，出口压力在 0.20.3MPa；f、密切注意主油箱油位正常，密切注意贮油箱净油室油位，油位达油位计最高指示时，应停止放油；如大机油箱油仍未放完，应做好向小机油箱或临时油桶等放油的准备；g、小机润滑

45、油系统停运检修时小机主油箱放油至贮油箱净油室,参考大机润滑油系统停运检修时主油箱放油至贮油箱净油室程序执行。18、发电机密封油系统联锁保护及报警参数中：a、当氢侧交流密封油泵进出口压差降至0.035MPa，发“空侧密封油泵停止：报警，同时联动直流密封油泵；b、当空、氢侧密封油滤网进出口压差升至 0.05MPa，发“过滤器压降大”报警。二、问答题：（每题 5 分，计 25 分）1、油系统工作失常， “EH 油压下降”处理的主要步骤有哪些？(1)、检查 EH 油压低至 11.3MPa，备用泵应自启动，否则在汽机顺控盘手操启动 EH 油备用泵。(2)、EH 油泵故障，立即启动备用泵，停用故障泵；若无

46、备用泵，油压低至 9.3MPa，注意“EH 油压”灯亮，脱扣灯亮。(3)、检查 EH 油系统有无泄漏，如有泄漏，在保证油压的前提下，隔离泄漏点，(4)、检查 EH 油泵出口滤网压差大报警，如有报警，应启动备用泵，停止运行泵联系检修，清洗滤网。(5)、就地检查溢流阀，若动作值不对，汇报值，联系检修处理。(6)、EH 油箱油位低至 194mm，故障停机。(7)、油动机、伺服阀泄漏，应汇报值长，联系检修处理。(8)、检查高压蓄能器氮压，必要时充氮。2、运行规程关于“盘车时的注意事项”有何规定？（1） 、盘车期间，维持润滑油温在 3849，各轴承金属温度应正常。密封油运行正常。（2） 、盘车过程中，汽

47、缸内有明显磨擦声，应停止连续盘车，改为每隔半小时转 180，不允许强行投连续盘车。17（3） 、如汽机转子卡住，不允许强行盘车。（4） 、中断盘车，在重新投入盘车时应先转 180，停留两次盘车时间的一半，直到盘车就地盘转子偏心度指示正常，方可投入连续盘车。3、发电机密封油系统启动前的检查项目主要有哪些？（1） 、确证检修工作已全部结束，工作票已终结，安全措施已拆除，现场已清理干净，各热工表计完好，表门开启。（2） 、系统检查应完好，各阀门在规定状态。（3） 、测量各油泵电动机绝缘电阻合格，电动机电源送至试验位置，做静态拉、合闸及联锁回路试验正常，送上密封油泵动力电源。（4） 、密封油系统应在发

48、电机充氢前投入，且主机润滑油系统已投入。（5） 、发电机充氢或转子转动情况下必须维持双流环处的密封油压力，正常情况下，氢压为 0.31MPa，密封油压力应维持高于氢压 0.084MPa。（6） 、当发电机内有氢气时，空侧油箱排烟风机应连续运行，保持油箱内气体压力-500250Pa。（7） 、为保证氢气纯度合格，氢侧密封油压力应略高于空侧密封油压力 0-490Pa。4、顶轴油泵及盘车低油压联锁保护试验的操作步骤（1） 、检查润滑油系统压力正常，开启 A、C 顶轴油泵运行；（2） 、关闭顶轴油泵入口油压0.021MPa 压力开关进油门；（3） 、开启压力开关泄油门，当油压下降至 0.021MPa

49、时顶轴油泵跳闸；（4） 、关闭压力开关泄油门；（5） 、开启压力开关进油门；（6） 、检查就地盘车控制盘控制开关在“联动”位置；（7） 、按顶轴油泵，盘车装置启动步骤将其投运正常；（8） 、关闭顶轴油泵出口油压4.2MPa 压力开关进油门；（9） 、开启压力开关泄油门，当油压下降至 4.2MPa 时盘车装置跳闸（10） 、 关闭压力开关泄油门；（11） 、 开启压力开关进油门；（12） 、 重新启动盘车装置；（13） 、 短接盘车润滑油压0.031MPa 接点或开启盘车喷油压力开关 63/TG 的泄油门（14） 、 检查润滑油压下降至 0.031MPa 时盘车装置应自停；（15） 、 恢复短接

50、接点(或关闭压力开关泄油门)；（16） 、 试验完毕恢复原运行方式。5、密封油系统差压阀联动试验的操作步骤（1） 、确认空侧交流密封油泵，高压密封油泵，交流润滑油泵运行正常；（2） 、检查开启 2 号 64 备用差阀的前、后隔离门；（3） 、缓慢关小空侧交流密封油泵 2 号 64 出口阀，当油氢差压下降至 0.056MPa 时，2号 64 备用差压阀开启并自动调节，并维持此压差运行；（4） 、全关空侧交流密封油泵 2 号 54 出口阀，监视空侧密封油压不再下降，否则重新整定；（5） 、停止空侧交流密封油泵运行，氢油水监视柜“空侧密封油泵停运”信号发出；（6） 、开启空侧交流密封油泵 2 号 5

51、4 出口阀，检查高压备用油源投运正常；（7） 、关小 2 号 91 调压阀，当空侧高压备用油压降至 0.49MPa 时，氢油水监视柜及BTG 盘 “汽机备用油压低”信号灯亮；（8） 、恢复 2 号 91 调压阀，使汽机备用油压小于 0.49MPa 信号灯灭；18（9） 、缓慢关小备用差压阀前 2 号 65 隔离阀，当油氢差压降至 0.035MPa 时， “密封供油压力低”信号灯亮，空侧直流密封油泵自启动；（10） 、 检查 2 号 56 差压阀开启并自动调节，油氢差压恢复至 0.084MPa；（11） 、 检查“密封供油压力低”信号灯灭，空侧密封油压恢复正常；（12） 、 检查直流密封油泵投运

52、正常后，开启备用差压阀前 2 号 65 隔离阀；（13） 、 停运空侧直流密封油泵，检查监视柜“空侧直流密封油泵运行”信号灯灭；（14） 、 停运高压密封油泵，检查监视柜及 BTG 盘“汽机备用油压低”信号灯亮；（15） 、 检查 2 号 64 备用差压阀能够维持油氢差压在 0.014MPa。（16） 、 试验结束，启动空侧交流密封油泵，恢复原运行方式。三、操作票：（每题 7 分，计 28 分）1、*号机组主机交流润滑油泵投运2、*号机主油箱补油3、*号机组润滑油滤网旁路切换为滤网运行4、*号机组空侧密封油冷却器切换四、画图：（计 11 分）1、*号机贮油系统图2.2 汽轮机油系统运行知识考试

53、卷 2一、填空题：（每题 2 分，计 36 分）1、汽轮机主油泵的型式是双吸离心式，额定流量是 270 m3/h，额定入口压力是 0.018-0.025 Mpa，额定出口压力是 1.66-1.72 Mpa。2、射油器的型式是多喷嘴式，额定流量是 168 m3/h，额定扬程是 0.3 Mpa，额定入口压力是 1.72 Mpa。3、空侧直流密封油泵的额定流量是 23 m3/h，额定扬程是 1.0 Mpa，电机额定功率是10kW，电机额定电流是 50.5A，额定转速是 1500（1450）r/min。4、EH 油泵的型式是高量柱塞式，额定流量是 5.3 m3/h，额定扬程是 13.8 MPa，额定入

54、口压力是 0.02 MPa，电机额定功率是 30kW，电机额定电压是 380V，电机额定电流是56.8（53.97）A，额定转速是 1470r/min。5、EH 油压低跳机值是9.3Mpa，EH 油压低报警并联备用 EH 油泵值是11.03Mpa，EH油压高报警值是15Mpa，EH 油压高溢流阀动作值是16.2Mpa。6、润滑油系统工作失常，“油压下降，油位不变”处理的主要步骤有：a、润滑油压下降至 0.08MPa，交流润滑油泵应自启动；润滑油压下降至 0.075MPa，直流润滑油泵应自启动；否则手动启动交、直流润滑油泵。注意监视汽轮发电机组各轴承温度和油温变化，汇报值长。b、润滑油滤网脏污，

55、应及时切换为备用滤网运行或旁路门运行，并联系检修清洗。C、投入备用冷油器。d、检查主油泵进、出口压力，若是主油泵或注油器工作不正常，应逐级汇报，停机检修。e、润滑油压下降至 0.048MPa，低油压保护自动脱扣汽轮机。7、润滑油系统工作失常， “油压、油位同时下降” 处理的主要步骤有：a、油系统大量漏油，应立即设法堵漏，以减少漏油或改变漏油方向，严防油漏至高温管道及设备上，同时通知检修人员迅速对油箱加油并消除缺陷。b、冷油器大量漏油，应调换冷油器。C、因大量漏油使润滑油压力下降至 0.048MPa，立即脱扣停机。8、发电机密封油系统故障，发生油、氢差压低的主要原因有：a、空侧（氢侧）交流密封油

56、泵故障。b、密封油供油管路泄漏.c、密封油滤油网堵塞。d、空侧密封油过压阀或差压19调节阀动作不正常。e、氢侧密封油过压阀动作不正常或再循环门开度过大。f、氢侧回油控制箱油位过低。g、密封油系统差压调节阀或平衡阀调节失灵。h、误操作。9、氢侧密封油箱油位升高处理的主要步骤有：a、排油阀动作不正常，应旋进排油阀下部顶针打开排油阀，维持氢侧密封油箱正常油位。b、适当关小补油阀，即旋进补油阀上部顶针。c、发电机内氢压下降，应按氢压下降处理，设法维持发电机内正常氢压。d、当氢侧密封油箱油位指示全满，且消泡箱油位高报警时，汇报值长，要求停止氢侧密封油泵运行，若仍无效，要求停机。e、在处理过程中应严密监视

57、发电机检漏器油位，确认发电机是否进油，若已进油，应加强对检漏器放油并汇报值长。10、消泡箱油位高的主要现象有：a、“消泡箱油位高”报警。b、发电机检漏器油位高。11、盘车装置手动启动的主要步骤有：a、确认就地“点动/连续”切换开关在“连续”位置。b、确认各轴承顶轴油压大于 4.13MPa；盘车喷油电磁阀已喷油，电动机轴端盖已盖到位。c、确认各轴承润滑油压正常，TSI、DEH 及就地偏心表已投入。d、将电动机轴端盖旋下，用扳手顺时针旋转电动机转子，直到啮合手柄到啮合位置后，将电动机轴端盖重新盖上并到位。e、在就地控制盘上按启动按钮，盘车装置应正常运转，盘车转速约3r/min。f、盘车启动后，观察

58、偏心度不大于 0.076mm，倾听汽缸及轴封处有无摩擦声。12、发电机密封油系统启动的主要操作步骤有：a、确认润滑油系统运行正常，根据油温投电加热。b、启动空侧密封油泵，红灯亮，检查空侧密封油泵运行正常，出口油压正常。c、投入空侧直流密封油泵联锁。d、氢侧密封油箱油位正常后，启动氢侧密封油泵，红灯亮，检查氢侧油泵运行正常。e、检查主差压阀运行正常，密封油压比机内氢压高0.084MPa；f、调整空、氢侧密封油温度为 38-49。g、检查氢侧回油箱充、排油正常，油箱油位维持在 150-250mm 之间。h、调整氢侧油泵手动再循环门开度，保持空、氢侧油压差在 0-490Pa，检查平衡阀投运正常。i、

59、密封油备用差压阀隔离门开启。13、发电机密封油系统联锁保护及报警参数中：a、油、氢差压低至 0.056MPa 时，备用差压阀开启并自动调节，维持此压差运行，高压密封备用油投入运行。 （第一备用油源） ；b、当油、氢差压低至 0.035MPa 时，密封供油压力低信号灯亮， ，同时空、氢侧直流密封油泵自启动并保持密封油压高于氢压 0.084MPa。 （第二备用油源） ；第三备用油源来自于汽轮机低压润滑油压力不低于 0.2MPa，只能维持氢压为 0.014MPa。14、EH 油泵启动的主要操作步骤有：a、通知电气测量绝缘电阻合格，送上操作电源，进行联锁试验合格。b、送上电动机电源，断开联锁开关，启动

60、 A 或 B 泵，红灯亮，检查该泵电流正常，系统油压应在 12.4-14.5MPa。c、检查该泵振动、声音、轴承温度正常、出口压力滤网前后差压、油泵流量、电流及 EH 油箱油位均正常，检查 EH 系统无泄漏。d、投入EH 油泵联锁开关。15、密封油压力降低的原因主要有：a、 密封瓦间隙过大；b、密封油滤网或管路有堵；c、油箱油位低或密封油泵入口压力低；d、密封油供油管道泄漏；e、氢侧密封油泵出口再循环门开度过大。f、密封油差压阀或平衡阀故障；g、密封油泵故障，备用系统未联锁投入。16、氢侧密封油箱油位降低处理的主要步骤有：a、发现氢侧密封油箱油位下降，应检查补油阀动作情况，必要时旋进补油阀下部