(2025年)汽轮机运行值班员中级工简答题(附答案)

(2025年)汽轮机运行值班员中级工简答题(附答案)1.汽轮机启动前应进行哪些主要检查？需检查以下内容：①设备外观：各汽水管道、阀门无泄漏，保温完整；②油系统：主油箱油位正常（3/4以上），油质合格，润滑油压0.1-0.15MPa，EH油压14±0.5MPa，各油泵（主油泵、交流油泵、直流油泵）试转正常，油滤网压差＜0.05MPa；③水系统：凝结水泵、给水泵试转正常，凝结水、除盐水、循环水系统阀门开度正确，水位（凝汽器、除氧器、高加、低加）在规定范围；④汽系统：主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门开启，轴封供汽系统暖管完毕，压力0.02-0.05MPa，温度120-180℃；⑤真空系统：真空泵、射水抽气器试转正常，凝汽器真空严密性试验合格（下降速率＜1kPa/min）；⑥电气及热控：发电机出口刀闸、励磁系统状态正确，各仪表（转速、振动、轴向位移、胀差、温度）指示正常，保护（低油压、低真空、超速）投入。2.正常运行中汽轮机需重点监视哪些参数？①转速：3000±1r/min，超速保护动作值3300r/min；②负荷：与调节汽门开度、主蒸汽流量匹配，波动范围≤±5%额定负荷；③主蒸汽参数：压力16.7±0.5MPa，温度538±5℃，再热蒸汽温度538±8℃；④真空：凝汽器真空≥-90kPa（背压≤15kPa），严密性试验合格；⑤轴向位移：正常≤±0.5mm，报警值±0.8mm，停机值±1.0mm；⑥胀差：高压缸胀差+3.0~-1.0mm，中低压缸+5.0~-1.5mm；⑦振动：轴承振动≤0.03mm，轴振≤0.076mm，报警值0.05mm（轴承）、0.127mm（轴振）；⑧轴承温度及油压：支持瓦温度≤90℃（报警95℃），推力瓦≤95℃（报警100℃），润滑油压0.1-0.15MPa；⑨EH油压：14±0.5MPa（报警11.2MPa，停机9.8MPa）；⑩各加热器水位：高加水位-50~+50mm（报警±150mm，保护动作±300mm），低加水位-30~+30mm；⑪凝结水及给水参数：凝结水硬度≤5μmol/L，给水含氧量≤7μg/L，除氧器压力0.8-1.0MPa（滑压运行时随负荷调整）。3.凝结水泵故障的现象及处理？现象：①凝结水泵电流异常（升高或降低），电机温度上升；②出口压力下降（＜2.5MPa），凝结水流量减少（＜额定流量的80%）；③凝汽器水位上升（＞正常水位100mm），就地检查泵体有异音或振动（＞0.05mm）；④备用泵自启动（若联锁投入）。处理：①立即检查备用泵是否自启动，若未启动手动合闸，确认出口门全开；②停运故障泵，关闭其出口门，检查电机是否过载、轴承是否损坏、密封水是否中断（密封水压力0.1-0.2MPa）；③若无备用泵，降低机组负荷至凝结水流量匹配（≤故障泵额定流量），联系检修处理；④维持凝汽器水位在-50~+50mm，必要时开启凝汽器补水旁路门或关闭部分低加出口门；⑤故障泵隔离后，检查润滑油位（1/2-2/3）、油质（无乳化），测量绝缘（≥10MΩ），确认无异常后恢复备用。4.汽轮机轴向位移增大的常见原因有哪些？①负荷突变（突增或突降）：蒸汽流量骤变导致推力轴承负荷变化；②通流部分结垢：叶片、喷嘴积盐（如钠、硅化合物），通流面积减小，级间压差增大；③推力瓦磨损：乌金脱壳或磨薄（厚度＜1.5mm），推力间隙增大（正常0.25-0.35mm）；④主蒸汽参数下降：压力＜16.0MPa或温度＜520℃，蒸汽比容增大，末级叶片反动度增加；⑤水冲击：主蒸汽或再热蒸汽带水（过热度＜50℃），叶片受到额外轴向推力；⑥轴封磨损：高压轴封间隙增大（正常0.25-0.35mm），漏汽量增加，级间压差偏移；⑦发电机转子窜动：联轴器中心偏差（＞0.05mm）或轴承磨损导致汽轮机转子轴向受力变化；⑧润滑油温异常：油温＞55℃时油膜变薄，推力瓦承载能力下降；油温＜35℃时油膜过厚，瓦块与推力盘间隙增大。5.汽轮机振动大的处理措施？①立即核对振动表计（就地用测振仪确认），若轴承振动＞0.05mm或轴振＞0.127mm，汇报值长并减负荷至振动下降；②监听汽轮机内部声音（用听针检查），若有金属摩擦声，紧急停机；③检查润滑油压（＜0.1MPa时启动交流油泵）、油温（35-45℃），油温过低（＜30℃）时开大冷油器旁路门；④检查轴瓦温度（支持瓦＞95℃、推力瓦＞100℃时停机），确认是否因断油或油膜破坏导致振动；⑤检查蒸汽参数：主蒸汽温度突降（＞50℃/min）或过热度＜50℃时，开启主蒸汽管道疏水；⑥检查胀差（高压缸胀差＞+3.0mm或＜-1.0mm）、轴向位移（＞±0.8mm）是否超限，调整轴封供汽温度（120-180℃）或减负荷；⑦若振动随转速升高而增大（临界转速附近），快速通过临界转速（3000r/min机组临界转速约1800r/min）；⑧若振动为低频（＜50Hz），可能是油膜振荡，降低润滑油温（至38-42℃）或提高油压（至0.12MPa）；⑨若振动持续增大至停机值（轴承振动＞0.1mm或轴振＞0.254mm），立即打闸停机，破坏真空（紧急情况下），并投入盘车（转子静止后2小时内禁止盘车，防止大轴弯曲）。6.汽轮机甩负荷的现象及处理？现象：①负荷表指示骤降（至0或厂用电负荷），调节汽门全关（DEH画面显示开度0%）；②转速上升（最高达3100-3200r/min），超速保护（OPC）动作（转速＞3090r/min时关闭调节汽门）；③主蒸汽压力急剧升高（＞17.5MPa），安全阀可能动作；④凝汽器真空下降（循环水流量未变时，排汽量减少导致真空上升，但轴封供汽中断时真空下降）；⑤除氧器、高加水位下降（抽汽中断，疏水量减少），凝结水流量增大（排汽量减少，凝结水量减少，需注意凝汽器水位升高）。处理：①确认转速是否稳定（＜3100r/min），若转速继续上升，检查超速保护是否动作（AST电磁阀是否失电），未动作时手动打闸；②维持轴封供汽：切换至辅助汽源（压力0.02-0.05MPa），防止轴端漏空气导致真空下降；③调整凝汽器水位：关闭低加出口门，开启凝汽器补水门，维持水位在-50~+50mm；④检查发电机是否未解列（若带厂用电，调整励磁维持电压）；⑤复置抽汽逆止门（防止汽水倒流），开启高加、低加疏水至凝汽器；⑥待转速稳定（3000r/min），检查主蒸汽参数（压力＜17.0MPa，温度＞520℃），逐步开启调节汽门带负荷（升负荷速率≤3MW/min）；⑦若甩负荷后无法维持3000r/min（转速持续上升），立即破坏真空停机（开启真空破坏门），关闭主汽门、调门，启动交流油泵维持润滑。7.滑参数停机的注意事项有哪些？①控制降温降压速率：主蒸汽温度下降≤1.5℃/min，压力下降≤0.05MPa/min，再热蒸汽温度下降速率与主蒸汽匹配（偏差＜20℃）；②监视胀差：高压缸胀差应控制在+3.0~-1.0mm，若负胀差增大（＞-1.0mm），提高轴封供汽温度（至180℃）或减缓降温；③保持蒸汽过热度：主蒸汽过热度＞50℃（防止带水），再热蒸汽过热度＞80℃；④调整轴封供汽：随着主蒸汽压力下降，轴封供汽切换至辅助汽源（压力0.02-0.05MPa），温度与汽缸金属温度匹配（差＜100℃）；⑤防止水冲击：开启主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门，检查高加、低加水位（＜+50mm），疏水不畅时关闭抽汽门；⑥控制汽缸金属温度下降速率：高压缸调节级金属温度下降≤1.5℃/min，中压缸≤2.0℃/min，避免热应力过大（＞100MPa）；⑦注意汽轮机振动：负荷低于30%额定值时，振动应＜0.03mm（轴承），否则减负荷至振动合格；⑧停机后投入盘车：转子静止后立即启动盘车（连续盘车48小时），测量大轴弯曲度（＜0.03mm），若超限禁止启动；⑨记录参数：停机过程中每10分钟记录一次汽缸金属温度、胀差、轴向位移、振动等数据，用于分析。8.EH油系统油压下降的可能原因有哪些？①油泵故障：主油泵（变量泵）柱塞磨损（内漏量＞5L/min），出口压力降低；辅助油泵（定压泵）电机过载（电流＞额定值1.2倍）或联轴器断裂；②油管路泄漏：高压油管（φ14×2）接头松动（漏油速率＞5滴/分钟），蓄能器皮囊破裂（氮气压力＜7MPa）导致油液喷出；③溢流阀误动：溢流阀整定值偏低（正常14.5MPa），或阀座密封不严（内漏量＞3L/min）；④油质劣化：颗粒度＞NAS6级（油中杂质卡涩伺服阀），水分＞0.1%（导致油乳化，油泵磨损）；⑤滤网堵塞：高压滤网压差＞1.0MPa（报警值0.5MPa），油流受阻；⑥蓄能器失效：氮气压力＜7MPa（正常8-9MPa），无法补偿油压波动；⑦伺服阀内漏：单个伺服阀内漏量＞2L/min（总内漏量＞5L/min时油压下降）；⑧压力传感器故障：测量值偏差（实际油压正常但显示低），需用就地压力表核对。9.汽轮机真空下降的处理步骤？①核对真空表计（就地与DCS显示一致），确认真空下降速率（缓慢下降≤1kPa/min，急剧下降＞3kPa/min）；②检查循环水系统：循环水泵电流（＜额定值90%）、出口压力（＜0.25MPa），确认滤网堵塞（差压＞0.05MPa）或虹吸破坏（循环水出口蝶阀误关）；③检查凝结水系统：凝结水泵运行情况（电流正常），凝汽器热井水位（＞+100mm时开启补水旁路门），凝结水再循环门是否误开；④检查轴封供汽：供汽压力（＜0.02MPa）、温度（＜120℃），轴封母管疏水门是否开启（疏水不畅导致带水）；⑤检查真空泵：工作水温度（＞35℃时开启冷却水旁路），汽水分离器水位（＜1/2时补水），真空破坏门是否误开；⑥启动备用真空泵（若单泵运行），提高抽气能力；⑦若真空降至-88kPa（报警值），开始减负荷（速率≤5MW/min），维持真空与负荷匹配（真空每下降1kPa，负荷降低10MW）；⑧若真空降至-85kPa（停机值），立即打闸停机，破坏真空（开启真空破坏门），关闭主汽门、调门，启动交流油泵；⑨停机后检查真空系统泄漏点（用蜡烛或氦质谱检漏仪），重点检查低压缸结合面、轴封、凝汽器钛管（硬度＞5μmol/L时泄漏）。10.调节系统摆动的常见原因？①调节汽门卡涩：门杆与套筒间隙过小（＜0.1mm），或蒸汽带盐（氧化钠、二氧化硅）结垢，导致门杆卡阻（开关时滞后＞2秒）；②油动机反馈故障：LVDT（位移传感器）信号波动（输出电压偏差＞±0.5V），DEH接收错误位移信号，反复调整油动机；③EH油质劣化：颗粒度＞NAS7级（杂质卡涩伺服阀喷嘴挡板），导致伺服阀输出波动（流量偏差＞±10%）；④迟缓率过大：机械部分（凸轮配汽机构）间隙＞0.2mm，或伺服阀死区＞±0.5%（额定流量），调节指令与实际动作不同步；⑤负荷波动：电网频率变化（＞50±0.5Hz），或机组参与AGC调节（负荷变动率＞5%/min），调节系统响应滞后；⑥蒸汽参数不稳定：主蒸汽压力波动＞±0.5MPa/min，或温度波动＞±10℃/min，导致流量变化，调节汽门频繁动作；⑦伺服阀故障：零偏漂移（无指令时输出流量＞1L/min），或阀内泄漏（内漏量＞3L/min），油动机持续小幅度摆动；⑧DEH控制参数设置不当：PID比例系数过大（＞1.5），或积分时间过小（＜30秒），导致调节系统超调。11.除氧器水位过高的现象及处理？现象：①除氧器水位计指示＞2500mm（正常1800-2200mm），高水位报警（2800mm）；②给水泵入口压力升高（＞3.5MPa），电流增大（＞额定值110%）；③除氧器溢水门开启（溢流管有水流出），疏水泵电流升高（＞额定值）；④凝结水流量增大（＞1000t/h，额定800t/h），凝汽器水位下降（＜-100mm）。处理：①关闭除氧器补水门（凝结水至除氧器调门），检查补水调门是否误开（指令与反馈偏差＞10%）；②开启除氧器事故放水门（至凝汽器），控制水位下降速率≤200mm/min；③检查高加疏水是否正常（高加水位＜+50mm，疏水调门开度＜80%），若高加解列，关闭高加至除氧器疏水门；④检查给水泵运行情况（若两台运行，可停运一台，降低给水量）；⑤若水位持续上升至3000mm（保护动作值），联动关闭四段抽汽电动门，开启除氧器溢流至凝汽器门；⑥水位恢复正常（2000mm）后，关闭事故放水门，逐步开启补水调门（开度＜30%），维持水位稳定；⑦分析原因：是否因凝结水流量突增（凝汽器补水门误开）、给水泵跳闸（备用泵未联启）或高加疏水调门故障（全开），联系检修处理。12.主蒸汽温度下降的危害有哪些？①热应力增大：汽缸、转子外表面受冷收缩，产生拉应力（＞150MPa），可能导致裂纹（尤其在调节级、高压缸前轴封处）；②轴向推力增加：蒸汽比容减小，流量增大，末级叶片反动度上升（从0.2增至0.3），推力轴承负荷增加（推力瓦温度＞95℃）；③水冲击风险：温度下降速率＞5℃/min（突降＞50℃）时，蒸汽过热度＜50℃，管道内可能积水，冲击叶片（断叶或拉筋断裂）；④效率降低：温度每降10℃，热耗增加0.3%-0.5%（1000MW机组年多耗标煤约2000吨）；⑤末级叶片水蚀：蒸汽湿度＞12%（温度＜480℃时），水滴冲击叶片背弧（减薄量＞0.1mm/年）；⑥调节汽门卡涩：温度下降导致门杆冷却收缩，与套筒间隙减小（＜0.05mm），开关困难（滞后＞3秒）。13.汽轮机水冲击的现象有哪些？①主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降（＞50℃/min），过热度＜50℃；②主蒸汽管道、汽缸结合面、轴封处冒白汽（汽水混合物喷出）；③汽轮机振动突然增大（轴承振动＞0.05mm，轴振＞0.127mm），内部有明显水击声（闷响或金属撞击声）；④轴向位移增大（＞±0.8mm），推力瓦温度升高（＞95℃）；⑤汽缸金属温度骤降（高压缸调节级温度下降＞50℃），上下缸温差增大（＞50℃）；⑥抽汽管道振动（振幅＞0.03mm），疏水门处有水流出（水量＞正常5倍）；⑦凝汽器水位升高（＞+100mm），凝结水导电度增大（＞0.5μS/cm）。14.轴封供汽中断的处理？现象：①轴封母管压力降至0（正常0.02-0.05MPa），就地检查轴封冒汽消失；②凝汽器真空下降（速率＞2kPa/min），排汽缸温度升高（＞80℃）；③轴端漏空气（低压缸轴封处有吸气声），凝结水含氧量增大（＞7μg/L）；④汽轮机胀差变化（高压缸负胀差增大，低压缸正胀差增大）。处理：①立即检查轴封供汽调门（指令与反馈是否一致），若误关手动开启；②切换轴封供汽至辅助汽源（压力0.6-0.8MPa，温度180-220℃），开启供汽管道疏水门（排尽积水）；③启动备用轴封风机（若有），维持母管压力0.03MPa；④若无法恢复供汽，按真空下降处理（减负荷至真空匹配，速率≤5MW/min）；⑤当真空降至-85kPa（停机值），打闸停机，破坏真空（开启真空破坏门）；⑥停机后检查轴封供汽系统：滤网是否堵塞（压差＞0.1MPa），减温减压阀是否故障（温度＞300℃或＜100℃），疏水门是否误关（疏水不畅导致带水）。15.冷油器切换的操作步骤？①检查备用冷油器：油侧放空气门开启，缓慢开启进口油门（开度10%），待空气门出油无气泡后关闭；②水侧放空气门开启，缓慢开启冷却水进口门（开度20%），待空气门出水无气泡后关闭，开启冷却水出口门；③确认备用冷油器油侧、水侧均充压正常（油压0.12MPa，水压0.3MPa），油温指示与运行冷油器一致（40-45℃）；④缓慢旋转切换阀（顺时针或逆时针），同时监视润滑油压（下降＜0.01MPa）、油温（波动＜2℃）；⑤切换至备用冷油器后，检查出口油温（42℃±2℃），确认运行正常；⑥关闭原运行冷油器进口油门、冷却水进口门，开启油侧、水侧排空门泄压；⑦记录切换时间、油温油压变化，联系检修清洗原冷油器（若温差＞10℃，说明铜管堵塞）。16.汽轮机油系统着火的处理？①立即汇报值长，启动交流油泵（确保润滑），若火势威胁主油箱（距离＜5m），启动直流油泵；②使用干粉灭火器（或二氧化碳灭火器）扑灭初期火灾，禁止用水（油比水轻，水会使油扩散）；③若火势无法控制，紧急停机（打闸破坏真空），关闭主汽门、调门，停止射水泵、真空泵；④关闭油系统所有阀门（进油门、回油门），隔离着火区域（如冷油器、油管道）；⑤通知消防部门，主油箱油位降至最低油位（1/4）时，开启事故排油门（至事故油池）；⑥人员撤离至安全区域（上风侧），防止吸入油雾（有毒）；⑦火灭后检查油系统损坏情况（管道烧熔、阀门变形），更换损坏部件，油质化验合格（颗粒度＜NAS6级）后方可启动。17.发电机氢气纯度下降的原因有哪些？①氢气系统泄漏：氢冷器钛管泄漏（氢气漏入冷却水，水压＞氢压时水漏入氢气），发电机端盖密封不严（漏氢速率＞5m³/d），氢气干燥器排水门误开；②密封油系统故障：密封瓦间隙过大（＞0.1mm），油氢差压异常（正常0.05-0.08MPa，过低时空气漏入，过高时油漏入氢气），密封油含气量高（＞10%，析出气体污染氢气）；③补氢纯度低：氢气瓶纯度＜99.5%（含氧量＞0.5%），或制氢站电解槽故障（氢气中含氧量超标）；④氢气干燥器失效：吸附剂（分子筛）饱和（露点＞-25℃），无法吸收水分，湿度增大（＞4g/m³）导致纯度计算偏差；⑤发电机内部漏空气：定子引出线套管裂纹（空气漏入），氢冷器连接法兰密封垫老化（漏入空气）。18.凝汽器半边查漏的操作步骤？①降低机组负荷至50%额定值（1000MW机组降至500MW），维持真空≥-88kPa；②关闭待查漏侧凝汽器循环水进水门（电动门全关，手动门加锁），确认循环水压力上升（＜0.3MPa），电流下降（循环水泵电流＜额定值80%）；③关闭待查漏侧循环水出水门，开启出水门放空气门（排尽管道内水）；④开启凝汽器汽侧放水门（至疏水扩容器），待水位降至钛管以下（＜500mm），开启人孔门；⑤用蜡烛