汽机、锅炉知识点问答

1、机组工业抽汽电动门无法操作期间 xx 当机组工业抽汽电动门电动、手动均无法操作，为保证机组的安全运行， 特制定本安全措施如下： 1 若机组异常突然甩负荷，应及时关闭工业抽汽快关阀，退出工业抽汽运 行。 2 各班接班前一定要对 DEH、 DCS盘面进行检查正常，各联锁开关投入正 常。 3 投停工业抽汽时 xx 操作票制度。 4 在机组工业抽汽投入期间，严禁投入抽汽压力回路，手动进行工业抽汽调 整。 5 在机组工业抽汽投入期间，应注意工业抽汽快关阀联锁正常投入，进行抽 汽调整时，值班人员加强对机组负荷、主汽流量及工业抽汽各参数的监视，严 密监视机组振动、高低压胀差、轴向位移变化。 6 各班接班前就

2、地检查工业抽汽快关阀油箱油位及工作油压是否正常，若油 箱油位低于正常油位，应联系检修进行加油。工作油泵运行正常，工作油压正 常，发现异常立即进行检查处理。 7 严格执行快关阀活动试验，活动试验正常。 8 发现机组工业抽汽流量异常增大或减少，应及时进行调整。严禁机组超参 数运行。 9 机组投、停工业抽汽时，手动调整调门开度，使三抽压力与供汽母管压力 相平衡，再操作工业抽汽快关阀，增减抽汽应缓慢。严密监视机组振动、高低 压胀差、轴向位移。控制室内如何判断汽机盘车跳闸或脱开？如何处理 汽机盘车跳闸或脱开在控制室内有以下现象： “大机转速到零 ”报警光字牌信号发出。 1 / 40 盘车电机无电流或电流

3、减小（一般 4 6A）。 汽机偏心指示消失，盘车脱开时 “啮合”灯灭。 DEH上汽机转速盘车时波动，盘车脱开后转速到零。 处理：立即检查盘车跳闸或脱开的原因： 因油系统故障造成跳闸，应立即检查故障原因，半小时内处理正常后立 即投入连续盘车。超过半小时，每半小时应手动盘车 180。 油系统正常后，应检查转子偏心正常且能自由转动时方可投入连续盘车。 若系盘车开关故障造成跳闸，应检查开关是否发生过过流，若是过流跳 闸，立即联系检查和汇报上级，手动盘车，确认故障原因和部位。 若盘车啮合齿轮脱开，应停用盘车电机，将啮合手柄推到啮合位置，重 新启动盘车。 主机就地投盘车方法 开关室盘车开关在 “远方 ”位

4、置，控制室盘车方式切换开关切在 “12.6米层”位 置，检查 #3、4、5、6 轴承顶轴油压正常，汽轮机处于静止状态，将盘车啮合手 柄扳至啮合位置（发电机端），启动盘车电机，检查汽轮发电机组转子转向正 确、转速正常，检查汽机高低压缸内及轴封区无异常声音，检查盘车齿轮处无 异常声音，检查盘车电流及转子偏心正常。汽轮机盘车目的是什么 汽机启动冲转前，由于轴封供汽大部分漏入汽缸而造成汽缸上下出现温 差，使转子产生向上的热变形，为保证动静部分没有摩擦现象，必须先用盘车 装置带动转子作低速旋转，使转子受热均匀； 汽机停机后，汽缸和转子等部 件的下部冷却较上部快，转子也会产生向上的热变形，这个变形恢复到启

5、动的 允许值一般需要几十个小时，显然延误了下一次启动时间，为了保证汽轮机停 机后可随时启动，在机组停机后也必须使用盘车装置盘动转子，使转子温度均 匀； 启动前盘动转子，可用来检查汽轮机是否具备启动条件（如是否存在 动、静部分摩擦及轴弯曲变形是否符合规定）；盘车装置还可减少冲动转子时 的力矩。 2 / 40 汽轮机倒拖现象、危害，倒拖不允许超过多少时间 汽机方面现象： 高中压主汽门、调门关闭，各抽汽逆止门、高排逆止门关闭， “遥控停机 ” 信号发出（自动跳机时），汽轮机仍保持 3000r/min 转速、转向不变。 危害： 汽轮机叶片及 xx 受力方向改变； 汽轮机叶片产生鼓风摩擦，由于无蒸汽带走

6、热量，叶片过热； 规程规 定：汽轮机倒拖时间不超过 1 分钟 何为转子惰走曲线，测定汽轮机转子惰走曲线有何意义 发电机解列、汽轮机脱扣后，转子在惯性作用下仍然继续转动一段时间才 能静止下来。从主汽门、调门关闭时起到转子完全静止的这段时间称转子的惰 走时间，表示转子惰走时间与转速下降关系的曲线称转子惰走曲线。利用它可 以判断汽机设备的某些性能，并可以检查设备的某些缺陷。当按同样真空变化 规律停机时，如果惰走时间比标准时间短，可能是机组的动静部分发生磨擦， 或某个轴承已经磨损，油温调整不当或真空调整不当等因素。如惰走时间增 长，则说明有外界汽源漏入（主汽门、调门、高排逆止门不严）汽缸或真空及 油温

7、调整不当。 汽轮机脱扣后差胀为什么会增加 工作转速下的转子受到离心力的作用，直径有所增大，长度有所缩短。汽 轮机脱扣后，离心力随转速的平方比迅速下降，转子长度迅速恢复，而汽缸膨 胀未变，故差胀迅速增加。我厂每次汽轮机脱扣后差胀增加约 2 4mm（与停 机时负荷及蒸汽参数有关），然后随着汽轮机的冷却，差胀逐渐下降。 滑参数停机时，为什么最好先降汽温、后降汽压 由于汽轮机在正常运行中，主蒸汽的过热度较大，所以滑参数停机时最好 先维持汽压不变而适当降低汽温，降低主蒸汽的过热度，这样有利于汽缸的冷 却，可以使停机后的汽缸温度低一些，能够缩短盘车时间。滑参数停机温降幅 3 / 40 度大，温降允许速率低

8、，停机中途还应适当稳定，停机时间长，在实际操作 中，一般滑参数停机都是因有检修工作，停机、停炉时间较长，都需要将粉仓 烧空，一般应在停机前期煤粉充足时，将汽温适当降下来，免得到后期冲粉， 使汽温难以控制，达不到降温要求，或无煤粉了，汽温仍不合要求，为降汽温 而烧油，既延长了停炉时间，经济上也不合算。或者到时省调要求停机，可能 缸温还未降到负荷要求。 为什么滑停过程中不准进行超速试验和注油试验 在蒸汽参数很低的情况下做超速试验是比较危险的。一般滑参数停机到发 电机解列时，主汽门前蒸汽参数已经很低，要进行超速试验就必须关小调门， 调门关小主汽压力升高，蒸汽过热度更低，有可能使蒸汽带水，造成汽轮机水

9、 冲击事故。同时转子也可能冷却不够充分均匀，应力温差过大，超速试验时损 伤转子。 滑参数停机一般都是有检修任务，不准做注油试验是防止试验失误造成跳 机，完不成降低汽缸、转子温度的任务，停机前可以做注油试验。 什么叫滑参数停机，停机的实质是什么 在停机过程中，保持调节汽阀全开（或保持适当开度不变，停机末期适当 关小），采用逐渐降低主、再热蒸汽参数的方法进行减负荷。 待主、再热蒸汽参数降到一定值时，解列发电机打闸停机。停机的实质是 对汽轮机各部件的冷却过程 正常停机和滑参数停机有什么不同 降负荷至各阶段时（包括脱扣时）的汽温、汽压不一致，停机后的汽缸 温度不一致； 降负荷过程中主、再热汽过热度不一

10、致； 停机时间不一致； 滑停分 阶段进行，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，降低汽温；当蒸汽过热 度接近 56，且汽缸金属温度下降趋于缓慢时，再降低主汽压力，负荷随之下 降；当负荷降至另一预定数值时停留一段时间，保持汽压不变，继续降汽温达 4 / 40 到上述温度变化要求后，再降压减负荷。正常停机主要靠降汽压停机，汽温随 燃烧减弱自然降低； 滑停过程中不准进行注油试验及其它影响高、中主门、调门开度的试 验，严禁做汽机超速试验；正常停机一般无严格规定。 脱扣后如何实现转速到零、真空到零 给水泵停用后，前置泵进口阀、卸荷水阀； 汽轮机停机过程中尽量不用主汽。汽轮机脱扣前，将电泵密封水切至地 沟

11、，关闭电泵密封水至凝汽器隔离阀，关闭真空破坏门注水阀（主要是考虑真 空下降较快，为减少停机后的操作）； 检查确认大、小机本体疏水、抽汽管道疏水开启，以确保利用真空充分 疏水； 将备用真空泵置 “解除 ”位置，停用工作真空泵； 主机转速下降至 1500r/min ，适当开启真空破坏门（开度）； 将#3 高 加正常疏水切 “手动”关闭； 真空降到 40kPa左右，全开真空破坏门； 由于真空逐渐下降，汽轮机低压缸两端可能冒汽，应逐渐关小、直至关 闭辅汽至轴封调整门、旁路门，轴封汽未停用前应保证轴加内有水通过。真空 到零前，轴封供汽停用。关闭辅汽联箱进汽电动阀、辅汽联箱至轴封总阀； 联系锅炉关闭汽包连

12、排隔离门及调整门。除氧器水位高时，应向地沟放 水，并采取降低凝结水压力和关闭有关隔离门等维持除氧器低水位，保持大小 机低压缸喷水、凝器水幕保护阀开启； 其它操作按规程执行，注意高旁不动作，注意四抽至辅汽隔离阀关闭严 密。 何时停机实行汽机转速到零、真空到零 5 / 40 实不实行汽机转速到零、真空到零主要看汽轮机停机后有无热水、热汽进 凝汽器，或者能否采取措施防止热水、热汽进凝汽器。 #2 机停机后由于左右主 汽管疏水、小机高压进汽管疏水排至炉侧小扩容器，不进凝汽器，若再采取措 施防止除氧器热水进凝器，及时停用辅汽，则凝器无热源进去，因而可以实行 转速到零、真空到零，不用担心汽轮机低压缸大气薄

13、膜阀动作。 正常开、停机时为什么要用单阀控制 开、停时为保证各调门及其后调节级喷嘴、动叶片受到均匀加热和冷却， 减少热应力，调门应采取单阀控制，使各调门开度一致。 机组启动过程中振动大原因 开机过程中振动大原因有以下几个方面： 机组负荷、蒸汽参数骤变，主汽温升过快； 主、再热汽温差大或主蒸汽（再热蒸汽）两侧温差过大； 暖机时间不 充分或暖机时蒸汽参数不稳定。转速和负荷各阶段缸胀和汽轮机金属温度未达 到要求； 润滑油温、发电机氢油水温、励磁机风温异常，各组氢冷器氢温不平 衡； 轴封汽温度及压力异常或开机过程中主机本体疏水阀状态不正确。 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

14、步骤如下： 测定振动频率，确定振动性质。若振动频率与转子的旋转转速不符合， 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，如果轴承座的稳定不 良应加固，如果不是主要原因，则可认为振动增大是由于激振力过大所致； 确定激振力的性质； 6 / 40 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，有一点要特别注意，即振动表现最大处为缺陷所 在处，通常是这样规律。但有时特别是多根转子（尤其是柔性转子）连在一起 的轴系，有时某个转子轴承上的缺陷造成的振动，在其它转子轴承处的振动比 在该转

15、子轴承处还要大，这既有轴承刚度问题，还涉及多根轴连在一起的振型 问题等，在分析具体原因时，必须考虑这一因素。 造成机组振动的扰动因素主要有哪些 外界干扰力、制造质量偏差、轴弯曲、发电机转子热不稳定性等引起的 质量不平衡所产生的离心力；转子连接不当；叶片复环断裂；汽缸热膨胀不畅 等； 自激力：轴承油膜不稳定引起的转子油膜振荡，通流部分蒸汽流动引起 的振荡等。 汽轮发电机组转子的振动情况可用哪三个参数来描述 汽轮发电机组转子的振动情况，可用转子的位移（振幅）、位移速度、位 移加速度三个参数来描述。 振幅是由于汽轮发电机组转子失稳，转子不平衡和轴系中心不准确所造成 的。 位移速度可用来评价转子在各种

16、转速下的运转情况。 位移加速度中可能包含有设备疲劳损坏的早期征兆。 评价汽轮发电机组振动大小的依据是什么？汽轮机组的振动类型有几种？ 如何测量与监视 电力工业法规中规定，评定汽轮发电机组的振动以轴承垂直、水平、轴向 三个方向振动中最大者作为评定的依据。 轴承垂直振动测点是在轴承座顶盖上正中位置；水平测点是在轴承盖中分 面正中位置，平行于水平面，垂直于转子轴线；轴向测点，是在轴承盖上方与 转子轴线平行。 7 / 40 汽轮发电机组基本上是按照振动频谱来划分振动的。振动可分为：普通强 迫振动、电磁激振、撞击振动、随机振动、轴瓦自激振动、参数振动、汽流振 动、摩擦涡动、高次谐波共振、分谐波共振等类型

17、。 振动一般用振动检振仪测量，若加频谱分析则更为准确。机组振动故障分 析时，一般需进行以下几项振动测试： 测定基频振动或振动频谱 轴承座的刚度检测 振动与机组运行参数试验 故障诊断的验证试验 我国现行的汽轮发电机组的振动标准是什么 对 300MW 机组，轴承振动的评价标准是： 双振幅值在 0.05mm 下为合格，在 0.03mm 下为良好，在 0.02mm 以下为 优。 轴振动的评价标准是：（引进型机组取表中的小值）区域上限额定转速 3000/min（ m峰峰值） 相对位移绝对位移评价 A 80 100 通常新投产机组在此区域内 B 120165 150200通常认为是合格的，可以长期运行 C

18、 180260 250 320 通常认为是不合格的，在采取补救措施之前，可运行有限一段时间 D 大于 C 区上限通常认为是危险的，其剧烈程度足以引起机组破坏 为什么应定期做主汽门活动试验 由于运行中主蒸汽品质不合格、油中带水或主汽门结垢等方面的原因，使 主汽门易发生卡涩现象，使甩负荷后主汽门不能迅速关闭，致使机组严重超 速，所以应定期做主汽门活动试验。 锅炉泄漏汽机方面会有哪些现象 8 / 40 补水量和补水率明显增大； 同负荷情况下凝水流量、给水流量、凝泵、凝升泵电流、给水泵转速有 明显升高； 过热器泄漏，汽耗无变化，再热器泄漏汽耗升高； 再热器泄漏，同负 荷情况下，调节级压力增加 汽轮机上

19、、下缸存在温差有何危害？我厂规程对此温差有何规定汽缸存在 温差将会引起汽缸热变形，通常是上缸温度高于下缸，因而上缸变形大于下 缸，使汽缸向上拱起，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 变小，甚至引起轴向动静摩擦。 我厂规程规定汽轮机上、下缸温差 41.7，超过 55.6汽轮机进水特征不 明显时故障停机；超过 55.6且进水特征明显时应紧急停机。 机组无辅助汽源情况下开机原则 原则：由于无轴封汽，机组启动时真空泵不能开，凝汽器无法建立真空， 低旁不能开也开不了。高旁必须开以保护再热器

20、。汽机方面的一些管道疏水不 能向凝汽器排放。待主汽压力达到一定值时投用轴封汽、启动真空泵。 步骤： 按正常步骤启动各辅机，锅炉上水。 检查阀门状态： 下列阀门应全开： 疏水扩容器减温水调整阀（切手动）；凝汽器真空破坏门；再热器向空排 汽阀； #2 疏水袋疏水阀；凝汽器水幕保护阀；大、小机低压缸喷水阀；中压进 汽中间连通管疏水阀； 下列阀门应关： 9 / 40 、小机高压进汽疏水气动阀、手动阀主汽至轴封旁路门、调整门的电 动隔离门关闭 高旁后疏水阀、 #1 疏水袋疏水阀、 #3 疏水袋疏水阀左、右主汽管疏水手动 阀、气动阀 锅炉点火不开真空泵，启动循泵； 锅炉起压达 0.2MPa启动电泵，低旁切

21、手动关闭，高旁开启 35暖 管，暖管后关闭 #2 疏水袋疏水； 随着锅炉汽压升高，用高旁调整机侧主汽温升；注意低压缸排汽温度和 疏扩温度不大于 80 ； 主汽压力达 1.2MPa，轴封系统暖管并作轴封系统的投用准备工作，并检 查真空泵具备启动条件； 主汽压力达 1.5MPa，关闭轴封母管疏水，投入轴封汽，启动一台真空 泵，用真空破坏门维持凝器真空在 20 30kPa。稍开左、右主汽管疏水手动阀， 开启气动阀暖管，暖管后开启手动阀； 随着主汽压力的逐渐升高，逐步关闭真空破坏门提高真空。 维持轴封母管压力正常，轴封母管温度高时应开轴封减温水降温。真空破 坏门关闭后，投入水封； 真空达 65kPa以

22、上时，适当稍开低旁暖管，暖管结束，用低旁调整中主 门前蒸汽温度。联系锅炉关闭再热器向空排汽阀； 凝汽器真空正常后开启高 旁后疏水、 #1 疏水袋疏水、 #3 疏水袋疏水阀； 其它操作同一般热态开机。 偏 xx 运行对汽轮机的叶片 xx 有何危害 我厂汽轮机运行规程规定汽轮机运行的周波范围是 48.5 50.5Hz。偏周波运行对汽轮机的叶片主要有以下危害： 10 / 40 偏周波运行叶片可能发生共振，长时间运行可能引起过度的振动应力， 最终导致叶片产生疲劳裂纹； 低周波由于转速降低，调速器动作，使调速汽门继续开大，汽机有过负 荷的危险，即增加了隔板、工作叶片的应力，增大了轴向推力； 低周波油压降

23、低，油量减少，导致油温升高，影响润滑效果，严重时将 引起动静摩擦。 主、再热蒸汽温度过低有什么危害？正常运行对此有什么限制规定 主蒸汽温度过低将使汽轮机的焓降和功率有所下降，使热耗增加；汽温过 低还会使汽机的轴向推力增加；在短时间内汽温降低过低，可能使汽轮机发生 水击，并引起转子窜动，甚至导致动静部分发生摩擦。 再热汽温过低也会使汽轮机的焓降减小，排汽湿度增大，效率降低，末级 叶片工作状况恶化。若长期在低温下运行，会使叶片受到严重侵蚀。汽温下降 至 520应联系锅炉尽快恢复。汽温下降至 495，机组带额定负荷，若汽温继 续下降，联系机组长或值长采取滑压运行，汽温每下降 1 降负荷 10MW，开

24、启 汽机本体疏水，并保持蒸汽过热度不小于 150。 汽温降至 465 虽经调整和减负荷至零仍不能恢复，故障停机。 主、再热蒸汽温度过高有什么危害？正常运行对此有什么限制规定 主蒸汽温度过高时： 调节级焓降增加，可能造成调节级动叶片过负荷； 主蒸汽高温部件工作温度超过允许的工作温度，造成主汽门、汽缸、高 压轴封等紧固件的松驰松弛，导致部件的损坏或使用寿命缩短； 各受热部件的热膨胀、热变形加大。再热蒸汽温度过高时，一方面将引 起中间再热器和中压缸前几级的金属材料机械性能恶化，材料强度降低从而影 响其使用寿命；另一方面使受热部件超量膨胀，而引起间隙或装配紧力的改 变。汽轮机正常运行中要求主汽温在 5

25、30546，546以上时要求锅炉调 整，尽快恢复正常汽温。 11 / 40 汽温上升至 552应汇报机组长或值长要求锅炉尽快恢复，且全年累计运行 时间不超过 400 小时。汽温上升至 565，运行 15分钟仍不能恢复或超过 566，故障停机。 主汽压力升高时对机组有何影响 主蒸汽压力升高后，总的有用焓降增加了，蒸汽的作功能力增加了。因此 如果保持原负荷不变，蒸汽流量可以减少，对机组经济运行是有利的。但最后 几级的蒸汽湿度将增大。对于调节级以后各级的焓降，在新蒸汽压力升高后反 而减少，因此这些压力级的工作叶片及隔板不致发生什么危险。总的来说，主 蒸汽压力升高而又在制造厂规定范围内，机组在额定负荷

26、下运行，只要末级排 汽温度没有超过允许范围，对于调节级可以认为没有危险。 主汽压力是不可任意升高的： 主汽压力过高，调节级焓降过大，叶片过负荷时间长了要损坏喷嘴和叶 片； 主蒸汽压力提高过限，汽轮机最末几级叶片处的蒸汽湿度大大增加（主 汽压力升高 0.5MPa，其湿度增加约 2），叶片遭受冲蚀； 新蒸汽压力升高 过多，还会导致导汽管、汽室、汽门等承压部件应力的增加，对机组安全运行 带来一定的威胁。 汽机初温初压及背压的变化对机组热效率有什么影响 在相同的初压和背压下，提高过热蒸汽的初温，热效率能提高，但初温不 能无限制的提高，要受金属材料允许温度的限制。 在相同的初温和背压下，一般地说提高初压

27、可使循环效率提高，但是初压 的提高将引起汽机末几级蒸汽干度迅速地降低，蒸汽膨胀终了湿度明显增加， 由于蒸汽中夹着水滴，将引起汽机内部效率降低，也增加了末几级叶片的冲 蚀。另外，初压增大，设备材料强度也要提高。 在相同的初压、初温下，降低背压使循环热效率提高。可见，初压、初 温、背压的变化将引起热效率和功率的变化。 12 / 40 汽耗率、热耗率、标煤量如何计算 每产生千瓦时的功所耗费的蒸汽量，称为汽耗率，单位 kg/kW.h，用 d 表示， d，是主汽流量，是机组发出的电功率。 汽耗率 =主汽流量 1000发电量，额定汽耗率 3.025 kg/kW.h。 主汽流量是一天或一班的积累数字。在 D

28、AS画面上看到的瞬时主汽流量不 是实测而得，而是计算量，公式为主汽流量 G=（P2-P 高排 2） 0.5 81.9 5过40热器出口温度。 P为调节级压力， 每产生度电（ 1kW.h）所需要的热量称为热耗率。用 q 表示，单位 kJ kW.h q，机组的热耗量，机组发出的电功率。 维持汽轮机经济运行的条件有哪些 正常的蒸汽参数； 经济的真空度、凝结水无过冷却，真空系统有良好的严密性； 汽轮机 通流部分及凝汽器、加热器的热交换表面清洁（各监视段压力正常、热交换器 端差正常）； 凝结水与给水在各级回热装置加热（温升）正常； 在确保系统、设备运行正常情况下，各辅机耗电、耗汽最少。 热耗率=（蒸发量

29、 -减温水量） 1000（i过-i 给）+0.83（i再-i高 排） +减温水流量 1000（ i过-i除） 发电量，额定工况净热耗 7903 kJ/KW.h。 标煤量=热耗率发电量（锅炉效率 7000 ）0.99 7.128 1.05 13 / 40 0.99-管道效率 7000-标煤发热量，大卡 /公斤， 29.3076kJ/g 负荷多少时选择滑压运行，滑压运行压力如何选择 根据以往机组优化调整经验及华东院在同类型机组上的优化调整试验结 果，210MW 以上，定压运行； 210MW以下，三阀全开滑压运行。最佳运行压 力函数为（ MPa）： P0=1.8963*P11.2，其中 P0 为主汽

30、压力， P1为调节级压力（指不对外供 汽时的压力） 若 P0 16.7，那么 P0=16.7 若 P0 9.5，那么 P0=9.5 这里所讲的滑压运行和传统的滑压运行不一样，准确地说是一种复合变压 运行，传统的滑压运行是调门全开或大部分开启，调门不动，由锅炉通过控制 主汽压力来控制负荷，但这样就不能投 CCS和 AGC。复合变压运行方式是通过 寻优，找到部分负荷下最佳压力曲线，输入 CCS，在负荷变动时 CCS自动改变压 力设定，值班人员也可通过设定偏差做局部压力调整，使汽轮机始终保持在经 济工况下运行。当然在此调整过程中，调门开度是适当变动参与调节的。 低负荷滑压运行有何优点 有利于提高汽温

31、：机组定压运行的汽温特性是随负荷的降低而降低。机 组滑压运行则不然，压力降低，一方面蒸汽在水冷壁中的吸热量增大，在过热 器中吸热量减少；另一方面压力降低其相应的饱和温度降低，过热器的传热温 差变化不大，这将使得汽温在较大的范围内的保持不变，提高机组低负荷运行 的经济性； 有利于汽机高压缸效率的提高：低负荷工况机组滑压运行，一方面可以 减少汽机调节阀节流损失；另一方面机组滑压运行，蒸汽容积流量基本不变， 调节级及以后各级前后压比基本不变，调节级及以后各级的效率也基本不变。 所以机组低负荷工况滑压运行将使得高压缸运行效率基本保持不变； 14 / 40 有利于汽泵的经济运行：机组滑压运行相应的给水压

32、力降低，汽泵的耗 功降低；同时也避免了机组低负荷工况汽泵耗用高压蒸汽，减少了汽动给水泵 对高品位蒸汽的消耗，提高了运行经济性； 有利于汽机运行的安全性，延长承压部件的寿命和减轻汽机通流的结 诟。 xx 滑压运行，汽轮机滑压运行有何特点 滑压运行是指汽机调门全开（或保持适当开度不变），由锅炉调节主汽流 量和压力（汽温基本保持不变）来调节负荷的一种运行方式。 滑压运行有以下特点： 部分负荷下高压缸效率可基本保持不变，调门节流损失也小。 末级排汽湿度小，减少了对叶片的冲蚀并减少了湿汽损失； 部分负荷下，滑压运行蒸汽压力下降，其比热亦减小；另外，蒸汽压力 降低使比容增大，流速增加，提高了传热系数。因此

33、滑压运行使锅炉传热得到 改善，即与定压运行相比，在同样吸热条件下，变压运行的蒸汽温度相应提高 了。但应注意尽量采取措施，不用减温水，否则会增加热耗； 滑压运行时，随负荷的降低蒸汽压力和流量同时降低，给水泵出口压力 和流量随之减少，其消耗功率也减少，同时增加了锅炉供水的安全性； 滑压运行能适应负荷迅速变化和快速启停的要求。定压运行时，高排和 汽轮机各级温度随负荷变动有明显的变化。而滑压运行时，高排和汽轮机各级 温度基本不变。因而汽轮机零部件温度变化很小，热应力、热变形也变化不 大，这不仅提高了机组的安全性，而且也提高了机组对负荷变化的适应能力， 可以迅速增减负荷。另外，由于停机前进汽温度基本不变

34、或较高，停机后零部 件温度水平很高，能够再次快速启动； 滑压运行能使汽轮机的工作条件得到改善，延长高压部件的使用寿命： 滑压运行时调门处于全开位置（或开度不变），可以保证机组全周进汽，从而 改善进汽部分的工作条件。锅炉受热面、主蒸汽管道及汽轮机进汽部分，在部 15 / 40 分负荷时处于较低的压力下工作，应力较低，改善了上述各部件的工作条件， 延长了它们的使用寿命。另外滑压运行还可避免调门在某种特定开度附近动作 时引起的蒸汽参数和负荷的波动。 定压运行的条件及注意事项 一般负荷 210MW 以上才实行定压运行； 240MW 以上定压运行压力为 16.7MPa的额定值。 注意事项： 注意主汽温度

35、在正常范围； 注意给水泵运行正常，确保汽包水位稳定； 定压运行汽温、负荷变动时，高排温度变化大，注意其对再热汽温的影 响； 当出现#5、6 调门或#6、3 调门同时参与调节时，应联系锅炉调整机前压 力设定。同时也应避免出现某个调门开度在 10%以下或在 45%100%之间晃 动。 何为“节流喷嘴 ”联合调节？采用这种调节有何优点 为了同时发挥节流调节和喷嘴调节的优点，在一些带基本负荷的大容量机 组，采取低负荷时为节流调节，高负荷时为喷嘴调节，这种调节称 “节流喷 嘴”联合调节。这种调节方法的优点是减小调节室中蒸汽温度变化幅度，从而提 高了调整负荷的快速性和安全性。 单阀节流调节和顺序阀喷嘴调节

36、各有何优缺点 与顺序阀喷嘴调节（部分进汽）相比，单阀节流调节（全周进汽）具有结 构简单、制造成本低、在负荷变化时级后温度变化小、对负荷变动的适应性较 好、部分负荷时调节级负荷小等优点。它的缺点是在部分负荷时节流损失大， 经济性较差。机组投产的前半年，应单阀运行，以增加叶片的机械可靠性。与 节流调节相比喷嘴调节在低负荷运行时节流损失小，效率高，运行稳定。缺点 16 / 40 是负荷变化时机组高压部分蒸汽温度变化大，容易在调节级处产生较大的热应 力，对负荷变动的适应性差，部分负荷时调节级负荷大。 什么叫汽轮机监视段压力，汽轮机运行中监视监视段压力有何意义 汽轮机运行中，通常把调节级汽室及各抽汽点（

37、末级七、八级除外）的压 力称为监视段压力。凝汽式汽轮机中各监视段压力均与蒸汽流量成正比： 10010 1工况变化后级组内各级的蒸汽流量 0设计工况下级组内各级的蒸汽流量 01工况变化后级组前的蒸汽压力 0设计工况下级组前的蒸汽压力 因此监视段压力的大小就反映了汽机负荷的大小，同时反映了各通流部分 的清洁程度。例如，汽机在运行中与刚检修后的运行工况相比，如果在同一负 荷下监视段压力升高或者当监视段压力相同的情况下负荷减少时，说明该监视 段下以后各级可能结垢。对于中间再热式汽轮机，当调节级和高压缸抽汽、高 排压力同时升高时，可能是中压主汽门、中压调门开度不够或高排逆止阀失 灵。监视段的压力升高将使

38、汽轮机轴向推力增大。 机组在运行中不仅要看监视段压力变化的绝对值，还要看某一级组前后压 差是否增加。如果第一级组压差增加，表明该机组总应力增加，可能使机组中 的叶片过负荷。监视段压力在同一负荷下的允许变化范围为5。在监视各监视 段压力的同时，各监视段温度也应在监视之列，观察温度是否超过设计值。 何时 DEH投“遥控 ”，其意义是什么？机炉投协调控制如何操作汽轮机升负 荷暖机结束，按正常要求带负荷，锅炉燃烧投自动，具备投CCS条件时，可以 将 DEH投遥控，遥控投用后， CCS可以接受 CCS来的指令，来开关调门以控制 负荷或主汽压。 投协调控制前，汽机先将调门由单阀切为顺序阀控制，再投遥控，锅

39、炉再 将汽机主控器和锅炉主控器投自动，即投入了机炉协调控制。 17 / 40 单阀、顺序阀含义，顺序阀控制的注意事项 单阀是指 #16 调门同时动作，以控制负荷或机前压力；顺序阀是指 #16 调门开时按 #12、4、5、6、3 关时按#3、6、5、4、21 的顺序动作，其中 #1、2 调门同时动作。 用顺序阀控制机前压力或负荷时，应至少保证 #12、4调门全开， #5、6、 3调门参与调节，但 #5 调门应在 20开度以上，同时避免 #6、3调门出现 10 以下开度或 #5、6、3 调门在 45100开度波动的现象，出现这种情况应及 时联系锅炉提高或降低压力设定值，使调门避开此种开度。实践证明

40、，当汽机 主控器指令在 78 79时，汽机 #5、6 调门同时动作，造成汽机调节级压力 瞬时波动，从而引起汽包水位波动，为避免这种状况，应通过提高或降低机前 压力设定值，使调门避开此种（指令）开度。 单阀切顺序阀时要求主汽压力不得小于 9.8MPa。所以开机开调门时，目标 负荷最大不要超过 250MW，并且最好在 160MW 负荷以上，再切顺序阀控制。 汽轮机热态启动冲转时，出现差胀下降的原因是什么 热态启动时，汽轮机差胀还比较大，出现差胀下降的主要原因是汽轮机冲 转参数不合格，使进入汽轮机的蒸汽温度低于汽缸金属温度，造成转子冷却， 使差胀下降。冲转一般以高旁前蒸汽温度为准，既使此温度合格，由

41、于高旁前 至汽轮机主汽门还有一段距离，存有冷蒸汽，汽轮机冲转后，这段冷蒸汽进入 汽缸，也会使汽轮机差胀下降。 热态启动时为什么要求新蒸汽温度高于汽缸温度 50 80机组热态启动时 要求新蒸汽温度高于汽缸温度 50 80，这样可以保证新蒸汽经主汽门节流、 导汽管及汽室散热、调节级喷嘴膨胀后，第一级蒸汽温度（ DEH显示）仍不低 于汽缸金属温度（调节级金属温度）。因为机组启动过程是一个加热过程，不 允许汽缸及转子受到冷却，以避免产生不必要的应力和相对转子收缩（差胀减 小）。如在热态启动中，新蒸汽温度太低，会使汽缸、法兰、转子表面产生过 大的应力，转子突然受到冷却而产生急剧收缩，差胀减小直至造成通流

42、部分轴 向动静间隙消失而摩擦，造成设备损坏。 热态启动时，为什么要先送轴封汽后抽真空 18 / 40 因为热态启动时高、中压转子的前、后汽封金属温度比较高，仅比调节级 温度低 3050 。假如抽真空不投轴封汽将使大量冷空气通过汽封吸入汽缸 内，结果是一方面使汽封套内壁冷却产生变形，局部缩小了径向间隙；另一方 面使高、中、低压段汽封段转子轴颈收缩，很容易降低差胀直至零值 （2.52mm）以下，所以热态启动时，必须先送轴封汽后抽真空。 冷、热态开机的主要差别 开机前所做试验不一样，热态开机所做试验要少一些； 除氧器加热温 度不一样，热态开机除氧器加热水温较冷态开机高； 热态开机先投轴封汽后抽真空。

43、冷态先抽真空，后投轴封汽； 冲转参数不一样，冲转升速率不一样； 暖机时间不一样； 升负荷率不一样。 DEHxx应力温差是何含义 该温差表示的是高、中压转子表面应力温差，不应超过 40 ，转子表面温 度测不出来，是 ATC根据调节级汽温、高、中排金属温度、负荷大小和负荷变 化率等计算出来的一种状态参数，对开、停及正常运行中升、降负荷速度及此 过程中汽温变化速度、幅度是否等合适有指导意义 汽轮机冷态启动时，汽缸、转子上的热应力变化如何 汽轮机冷态启动，对汽缸、转子是加热过程，汽缸被加热时，内壁温度高 于外壁温度，内壁的热膨胀受到外壁的制约，因而内壁受到压缩，产生压缩热 应力，而外壁受内壁膨胀的拉伸

44、，产生热拉应力。 同样，转子被加热时，转子外表面温度高于转子中心孔温度，转子外表面 产生压缩热应力，转子中心孔产生热拉应力。 高压汽轮机滑参数启动中，什么时候金属加热比较剧烈 在冲转后及并网后的加负荷过程中，金属加热比较剧烈，特别是在低负荷 阶段更是如此。从以往经验来看，从冲转到并网前，汽轮机缸胀增加很少，在 19 / 40 30120MW 负荷阶段，缸胀增加最多，几乎全胀开了。汽轮机缸胀在哪里测 得，汽轮机启动、带负荷过程中为什么要监视缸胀 缸胀测量装置在机头左侧，测定自低压缸中心固定点至机头轴承座间轴向 尺寸的伸长。 汽轮机汽缸金属受热后，其垂直、水平、轴向均要膨胀。由于其汽缸的轴 向尺寸

45、大，故汽缸的轴向热膨胀成为重要的监视指标。 汽轮机运行时，轴向各级金属温度分布有一定的规律，调节级处汽缸金属 温度与汽缸膨胀有一定的对应关系。 汽缸的轴向膨胀值，在汽轮机的启停以及正常运行中，要经常与正常值对 照。当缸胀在膨胀或收缩过程中有跳跃式增加或减小时，则说明滑销系统或台 板滑动面可能有卡涩现象存在，应查明原因予以消除。对抽汽管道的合理布置 也应重视，否则将会发生膨胀不均及动静部分中心发生偏斜等现象。 为保证左右两侧膨胀不均匀的情况出现，应避免主、再热汽两侧汽温偏差 过大的现象。 启动过程中差胀过大如何处理 检查主汽温度是否过高，是否和机组启动曲线中所处状态相对应，否则 应和锅炉联系，适

46、当降低主汽温度； 检查轴封汽温度是否过高，否则应调整轴封汽源或减温水，轴封系统各 疏水、排汽、溢流开启过多，也可造成轴封汽系统进汽量大，新蒸汽多，使轴 封汽温度偏高； 使机组在稳定转速和稳定负荷下暖机； 适当提高凝汽器真空，减少蒸汽流量； 检查高、中压缸夹层疏水是否开启。 机组在启动加热过程中高、中压转子对汽缸的相对膨胀 （差胀）变化情况 20 / 40 机组启动加热过程中，总是转子加热快，因此转子膨胀也要比汽缸快，从 而产生转子与汽缸的相对膨胀。在高压部分，转子向后膨胀，与汽流方向相 反，而高压静叶持环向机头方向膨胀，这样相对膨胀为负差胀，差胀减少，其 大小只能限制在高压部分各级轴向间隙数值

47、的范围内，否则差胀稍大动静部分 就要摩擦。中压部分，两个持环均向发电机方向膨胀，和转子的膨胀方向及汽 流方向一致，为正差胀，差胀增加，结果使各级静叶和动叶间的轴向间隙减小 的要比负差胀来得慢，因此可允许差胀量增大。低压缸汽端部分，差胀减少； 在低压缸励端部分，由于缸胀不及转子膨胀，故差胀增加。 汽轮机启动与停机时，为什么要对汽机本体及主、再热蒸汽管道疏水 汽轮机启动过程应是一个汽缸被加热的过程，进入汽缸的蒸汽温度高于汽 缸金属温度。 暖机的初阶段，蒸汽对汽缸进行凝结放热，有大量的凝结水。 直到汽缸和蒸汽管道壁温达到该压力下的饱和温度时，凝结放热过程结 束，凝结水量才大大减少。 在停机过程中，蒸

48、汽参数由高逐渐降低，特别是滑参数停机，蒸汽在前几 级作功后，蒸汽内含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽缸四周。负荷越低， 蒸汽含水分越多。另外汽机脱扣后，汽缸及蒸汽管道内仍有较多的余汽凝结成 水。疏水必须放掉，而且尽量在凝汽器真空破坏前放掉，否则将造成汽机叶片 水蚀，机组振动，上下缸产生温差及腐蚀汽缸内部。因此汽轮机启动和停机 时，应加强汽机本体及蒸汽管道的疏水。 汽轮机启动过程中，为防止产生过大的热应力、热变形以及由此产生的振 动，应控制好哪几个主要指标 应控制好以下几个指标： 蒸汽和金属温升速度 1.01.5min，不超过 2.5 /min, （一般以 10 分 钟计）； 升负荷速度不超过

49、3MW/min ，升压速度受升负荷速度控制，一般在 0.050.08MPa/min； 21 / 40 上、下缸温差 41.7，汽室内、外壁温差 83.3；差胀 2.52 14.0mm； 缸胀每半小时 1 2mm，无突变。 汽轮机防大轴弯曲的措施有哪些 认真做好每台机组的基础技术措施： 每台机组必须备有机组安装和大修的资料以及大轴原始弯曲度、临界转 速、盘车电流以及正常摆动值等重要数据，并要求主要值班人员熟悉掌握； 运行规程中必须编制各种不同状态下的启动曲线及停机惰走曲线； 机组启、停应有专门的记录。停机后仍要认真、定时记录各金属温度、 大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、差胀等。 设备、系统方面的技

50、术措施： 汽缸应具有良好的保温； 机组在安装和大修中，必须合理调整动静间隙，保证在正常运行中不会 发生摩擦； 疏水系统合理布置，保证疏水通畅，不反汽，不相互排挤； 汽轮机各 监视仪表完好，各部位金属温度表计齐全可靠，大轴弯曲指示准确； 运行方面的技术措施： 每次冲转前，必须确认转子偏心在正常范围。盘车脱扣、转子静止情况 下，严禁冲转； 上、下缸温差不超过 42； 汽轮机启动前应充分连续盘车，最低不少于 2 小时，并避免盘车中断； 热态启动时，应保证轴封送汽温度、主汽温度、金属温度匹配，并充分 疏水； 22 / 40 启动过程中轴承振动一般不超过 0.08mm ，过临界轴承振动不超过 0.1mm

51、，否则应视情况打闸停机，严禁硬闯临界转速； 机组变工况运行时，应注意监视轴振、差胀等参数正常； 停机后应立 即投入盘车，盘车电流大或有摩擦声时，严禁强行连续盘车，必须先进行180 间断盘车，待摩擦声消失后，再投入连续盘车。停机后还应做好防止冷汽、冷 水进入汽轮机的措施。 汽轮机防止进水进冷汽的措施有哪些 加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发现汽轮机水冲击象征（如 汽温骤降、振动增大、声音异常等），应果断采取紧急或故障停机措施，减少 设备损坏程度； 注意监视汽缸的金属温度变化和上、下缸温差在规定范围内； 机组启 动前和启动过程中应按规定疏水，并确保疏水畅通； 加热器水位保护联锁不 正常时，加

52、热器不应投入。注意监视各级加热器（包括除氧器）水位，抽汽压 力不超过额定值（监视汽侧是否超压也可以判断加热器是否进水），定期进行 加热器危急疏水阀试验。解保护投加热器时，一定要确认加热器内水位虽偏高 但还可见，且汽侧压力正常。若就地磁能水位计满水，严禁解保护投加热器； 注意对加热器是否泄漏进行检查。运行中应比较给水泵出口流量和给水 流量偏差，注意加热器水位调整门开度和以前同负荷比较是否有大的变化，危 急疏水阀是否经常动作，端差有无明显变化。凝结水流量是否有明显增长。开 机还可在加热器水侧通水时将汽侧放水阀打开，检查有无水放出； 抽汽逆止门在加热器满水时应能自动关闭。抽汽电动门前、逆止门后疏 水

53、不应接在一起，应单独排放。抽汽管道上有两个温度测点，一个靠前，一个 在加热器附近，运行中据此两处温度和温差可以分析加热器是否工作正常； 再热器事故喷水或高旁减温水故障，再加上高排逆止门不严，可造成严 重的高压排汽缸进水。应注意监视再热器事故喷水或高旁减温水阀门状态及高 排压力、温度、声音、振动等情况； 23 / 40 在汽机滑参数启、停机过程中，蒸汽的过热度应予保证； 高、低压轴 封母管温度正常。高压轴封母管温度和高中压缸排汽端金属壁温差最大不超过 111；低压轴封母管温度最低一般不低于 90，否则应检查轴封减温水是否泄 漏，同时应对低压轴封母管疏水排汽，以提高轴封母管温度； 汽轮机低转速下进

54、水，对设备的威胁要比在额定转速或带负荷情况下还 要大。因为在低转速下一旦发生动静摩擦，容易造成大轴弯曲事故。带负荷情 况下进水时，因蒸汽量较大，汽流可以使进入的水均匀分布，从而使因温差引 起的变形小一些，一旦进入的水排除后，汽缸的变形也可较快恢复； 给水泵小汽机应做好和主机一样的防范措施。 汽轮机防超速的措施有哪些 坚持调速系统静态试验。汽轮机大修后或为处理调节系统缺陷更换了调 节部套后，均应进行调节系统试验。调节系统的速度变动率和迟缓率应符合规 定； 对新安装机组、调速系统进行技术改造后的机组均应进行调速系统动态 特性试验，并保证甩负荷后飞升转速不超过规定值，能保持空负荷运行； 机组大修后、

55、甩负荷试验前、危急保安器解体检查后运行 2000h 后都应 做超速试验。对具有飞锤注油设备的机组，在运行 2000h 以后可用注油试验代 替超速试验，但注油试验不合格时，仍需做超速试验。做超速试验本身，应操 作正确、缓慢，防止转速飞升过快，事先采取防止超速的措施； 汽轮机的各项附加保护（如电超速保护等）应定期试验，蒸汽排放阀及 空气引导阀动作正确； 定期进行主汽门、调门、抽汽逆止门活动试验，发现有卡涩时立即联系 消除，消除前要有防超速措施，主汽门卡涩不能立即消除时，要停机处理； 定期进行油质分析化验，加强蒸汽品质监督，防止门杆结垢； 值班人 员要熟悉超速象征，发现机组超速而超速保护动作不正确，

56、立即停机破坏真 空； 24 / 40 机组长期停运做好保养工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入（或残留 在）汽机及油系统内，引起调节部套锈蚀； 停机汽轮机应先打闸，后解列发电机，避免发电机解列后，由于主、调 门不严造成超速。 蒸汽排放阀的作用？何时开、关？其压缩空气气源取自哪里蒸汽排放阀指 汽轮机 #1、#2导汽管疏水阀，其控制气源接在 6.3m层各抽汽逆止门气源汇流 排进气母管上。在汽轮机挂闸后，该母管通压缩空气，汽轮机 3000r/min 后蒸 汽排放阀关闭；汽轮机 103超速或脱扣后，抽汽逆止门汇流排失气，蒸汽排放 阀开启。其不同于其它汽轮机导汽管疏水的方面是其疏水管径较粗，不带节流 孔，

57、故汽轮机脱扣或 103超速后，可快速泄去汽轮机内的余汽，防止汽轮机超 速。 在正常运行中应检查其状态正确，一般情况下其前隔离阀不关闭。 #1、 #2 导汽管的疏水靠 #1、2 导汽管连通管疏水阀疏水。 汽轮机冷态启动，何时做超速试验？为什么 汽轮机冷态启动，规程规定，超速试验前应带 30MW 负荷暖机 4 小时，再 解列做超速试验。由于在超速试验时，离心力的增加正比于转速的平方，而在 刚刚定速时，转子表面与中心孔间的温度差仍然很大，这时转子内壁产生热拉 应力。由于离心力和热拉应力是迭加的，且由于大机组的转子直径较大，使得 转子承受总的应力增大很多。另一方面，转子中心孔处温度尚未达到脆性转变 温

58、度以上，金属材料在低温下韧性将降低而有变为脆性的倾向，若进行超速试 验会引起转子的脆性断裂，所以需要带负荷运行一段时间，使金属部件（主要 是转子）达到脆变温度以上，然后再解列发电机后进行超速试验。 对于初始启动期间的试验，万一未经校验的危急遮断系统在甩负荷和停机 后不能关闭主汽阀和再热汽阀时， 30MW 低负荷可以使对汽轮机的损害减到最 小 汽轮机为什么要安装超速保护装置？其作用是什么 25 / 40 汽轮机是高速转动设备，转动部件的离心应力与转速的平方成正比，即转 速增高时，离心应力将迅速增加。当汽轮机转速超过额定转速的20时，离心 应力接近于额定转速下应力的 1.5 倍；此时不仅转动部件中

59、按紧力配合的部套会 发生松动，而且离心应力将超过材料所允许的强度，使部件损坏。为此，汽轮 机均装有超速保护装置。它能在汽轮机转速超过额定转速的 10 12时动作， 迅速切断进汽，使汽轮机停止运转。 汽轮机启动时，转子最大弯曲值超过允许值为何禁止启动不超过 0.076mm，弯曲超过允许值，可能使转子叶轮与汽缸径向间隙减小甚至消失， 同时也会使转子叶轮与隔板轴向间隙减小，汽轮机启动后可能引起动静摩擦， 损坏设备。造成汽轮机热冲击的原因有哪些 启动时蒸汽温度与金属温度不匹配。一般启动中要求启动参数与金属温 度相匹配，并控制一定的温升速度，如果温度不相匹配，相差较大，则会产生 较大的热冲击； 极热态启

60、动时造成的热冲击。单元制大机组极热态启动时，由于条件限 制，往往是在蒸汽参数较低情况下冲转，这样在汽缸、转子上极易产生热冲 击； 负荷大幅度变化造成的热冲击，额定满负荷工况运行的汽轮机甩去较大 部分负荷，则通流部分的蒸汽温度下降较大，汽缸、转子受冷而产生较大热冲 击。突然加负荷时，蒸汽温度升高，放热系数增加很大，短时间内蒸汽与金属 间有大量热交换，产生的热冲击更大； 汽缸、轴封进水造成的热冲击。 暖机的目的是什么 暖机的目的是使汽轮机各部金属温度得到充分的预热，减少汽缸法兰内外 壁、法兰与螺栓、转子表面和中心的温差，从而减少金属内部应力，使汽缸、 法兰及转子均匀膨胀，差胀在安全范围内变化，保证