汽机主副值题库

1、 汽机跳闸后的联锁有哪些？

联锁关闭高中压自动主汽门、调速汽门、LVA （旋转隔板）、高排逆止门、各段抽汽逆止门、电动门、工业抽汽逆止门、快关门、采暖抽汽逆止门、快关门、电动门。LV 阀联开。

切除高加水侧运行，给水走旁路。 开启汽机高、中、低压疏水组。 联跳给水泵汽轮机，联启电动给水泵。 联启主机高压氢密封备用油泵、交流润滑油泵。

2、 汽轮机油中进水有哪些因素，油中进水的

危害？

原因：1）轴封间隙大或磨损，轴封供汽压力过高或轴封回汽不畅

2）油箱负压过大导致轴承内负压太

高

3）冷油器内漏

危害：使油质劣化，油中进水后，可能会形成油渣，堵塞滤网；如油渣在轴承中堆积可能会烧损轴承；还会使油系统发生腐蚀的危险。

3、 机组冲动升速过程中对振动是如何要求

的?

1）汽轮机冲转后在1100 r /min前，任一轴承出现0.05mm 振动或任一轴承处轴振超过0.125mm 不应降速暖机，应立即打闸停机查找原因；

2）过临界转速区应注意监视轴振动＜0.254mm ，超过时应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；

3）机组转速在一阶临界转速以上时，要求瓦振＜0 .08mm ，轴振＜0 . 254mm ，超过时应设法消除，当瓦振＞0.08mm ，轴振＞0.254mm 或瓦振突然增加0.05mm 时，应立即打闸停机。当瓦振或轴振变化剧烈时，应查明原因。

4、 机组滑参数停运参数滑降范围及控制指

标是多少？

答：1、主、再热汽温：537℃～350℃；主汽压力：16.7MPa ～3.33MPa ； 2、各参数滑降速度：

主、再热汽温＜1℃／min 主、再热汽压＜0.098MPa/min 汽缸金属温度温降率＜1℃／min

3、过热、再热蒸汽过热度＞56℃，高压缸排汽有一定的过热度>14℃； 4、主再热蒸汽温度差小于28℃。

5、 简答汽轮机组停机后造成汽轮机进水、进

冷汽（气）的原因? 可能来自哪些系统? (1)锅炉和主蒸汽系统； (2)再热蒸汽系统； (3)抽汽系统； (4)轴封系统； (5)凝汽器；

(6)汽轮机本身的疏水系统。

6、 机组启动并网前那些主机保护不能投

入？ 机炉电大联锁； 低真空保护 高排温度高保护

7、 汽轮机冷态冲动条件？

1、确认汽轮机在盘车状态，连续盘车时间不少于4小时，汽缸内和轴封处无异音；

2、转子偏心度≯0.076mm ； 3、高、中压缸上下缸温差≯42℃； 4、润滑油压0.096～0.124Mpa ，油温38℃～49℃，油位﹢56～﹣180mm ；

6、EH 油压12.4～14.5Mpa ，油温37℃～56℃，EH 油箱油位370～450mm ；

7、主蒸汽压力：3.5～6.0MPa ，主蒸汽温度：320～360℃（保证压力与温度的匹配，确保有56℃～111℃的过热度）；再热蒸汽压力：

9、发电机内已充氢，氢油压差为0.085MPa 左右。

10、确认启动前试验全部结束，试验好用。 11、检查汽机主要保护投入。 12、汽机所有疏水阀开启并畅通；

8、 汽机冲转前的操作？

1、按启机操作票记录好各项参数。 2、通知各岗位人员汽机准备冲动。

3、做好冲动前记录和人员安排，挂闸前退出就地大轴偏心表及盘车止退螺钉。

4、检查就地“挂闸/打闸”手柄在“打闸”位置，隔膜阀上油压为零。

9、 汽机紧急故障停机的条件？

1、汽轮机转速升至3300rpm ，而超速保护未外壁温差、法兰与螺栓温差等）

2、汽缸的绝对膨胀均匀胀出达到经验值，胀差在要求范围内

3、轴向位移、各轴承振动、温度等稳定在要求范围内

4、转子的温度达到低温脆性转变温度以上。

11、 主机保护项目及报警、跳闸值？

动作。

2、汽轮发电机组突然发生强烈振动，轴振动达0.254mm 以上保护未动作时；

3、汽轮机内有明显的金属摩擦声或撞击声； 4、轴向位移增加超过停机值而保护未动作时；

5、润滑油供油中断或油压下降至0.049MPa ，备用泵启动仍无效时；

6、 任一支持轴承金属温度超过113℃或推力轴承金属温度升到107℃时；

7、汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或回油温度急剧升高至82℃；

8、汽轮机发生水冲击；

9、汽轮机轴封或挡油环异常摩擦冒火花； 10、发电机冒烟着火或氢气系统发生爆炸； 11、汽轮机油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组安全；

12、主油箱油位降至-260mm ，补油无效时； 13、机组胀差增加达到停机值而保护未动作时；

14、汽轮机高中压缸上下温差大于56℃； 15、主、再热蒸汽或给水管道破裂，威肋机组安全时

10、 暖机的目的是什么？暖机结束的依据是

什么？ 目的：

1、使气缸和转子均匀受热，胀差在正常范围之内，防止动静部分膨胀不均导致碰磨。

2、在稳定参数下暖机降低气缸的内外壁温差

3、使转子受热均匀，达到其脆性转变温度以上

依据：

1、汽缸各部温度均匀上升使各温差在要求范围内（上下缸温差、汽缸夹层温差、主汽门内

12、 汽轮机紧急故障停机的主要操作?

1、就地或远方打闸，检查高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门、各段抽汽电动门、抽汽快关门、抽汽逆止门关闭严密。

2、强制关闭各程控疏水门，解除真空泵联锁开关，停止真空泵运行，开启真空破坏门。

3、检查交流润滑油泵联锁启动，否则手动启动；

4、小机跳闸时注意电泵联动情况。 5、切断一切对外供汽，中辅联箱改由邻机供汽；

6、轴封汽源切换辅助蒸汽运行，检查调整轴封压力、温度。

7、检查串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况；

8、真空下降到零，停止轴封系统。 9、转子转速2000rpm 时顶轴油泵联锁启动，否则手动启动，检查顶轴油母管油压及各瓦顶轴油压正常；

10、转子静止投入盘车运行，记录盘车电流、转子偏心；

11、注意倾听机内声音，记录转子情走时间。

13、 锅炉MFT 汽机侧主要操作及注意事项？ 1、 解除“CCS ”协调控制，将机组切为“操作员

自动”阀位控制方式，快速减负荷，维持主汽门前温度基本不下降并注意主汽压力不要超过16.7MPa

2、 密切监视主再热蒸汽温度的变化及时开启管

道和本体疏水

3、 注意轴封供气压力的变化，及时投入备用汽

源，注意真空、胀差变化

4、 通知锅炉关闭给水泵中间抽头电动门 5、 开大冷再供辅汽，保持辅汽压力正常（双机运

行时，开启临机供汽）

6、 若辅汽压力不能保证小机供汽要求，立即启动

电泵运行

7、 启动电泵后，将小机降低转速备用或打闸。 8、 及时停止采暖抽汽、工业抽汽、综合利用蒸汽

运行（双机运行时倒临机运行）

9、 根据凝结水压力及流量开启凝结水再循环门，

保持凝汽器、除氧器水位正常

10、 负荷减至30MW ，停止高低加及除氧器运行，

注意水位变化

11、 高、中、低压疏水联开后及时关闭，防止汽温

下降过快

12、 减负荷过程中，注意监视机组各部参数，如振

动、串轴、胀差、汽缸金属温度、声音和排汽缸温度偏差等变化情况，发现异常及时调整 13、 锅炉点火恢复后不要急于加负荷，应以主再热

蒸汽温度不下降并开始回升为原则

14、 加负荷过程中应严密监视机组运行状态和蒸

汽参数的变化，避免由于加负荷过快蒸汽带水造成机组振动或水冲击

15、 逐渐恢复各停运系统至正常运行状态 16、 锅炉短时间不能恢复时，主汽温下降至430℃

时，请示值长是否停机。

17、 机组停机时，按正常停机步骤进行 注意事项：

1、减负荷时注意主汽门前压力不超过16.7MPa 2、解除“低真空”“高排温度高”保护

3、停止采暖用汽、工业用汽时注意机组振动，带热泵时注意机组真空

4、注意主再热汽温的变化，及时开启管道及本体疏水，防止水冲击。

5、减负荷和停止采暖抽汽时注意机组轴向位移变化

14、 汽机闷缸的目的是什么？如何做闷缸措

施？

目的：防止汽缸上下缸温差大造成大轴弯曲 措施：

1、 检查下列阀门关闭到位：

高中压自动主汽门、调速汽门，高排逆止门、#1—6段抽汽逆止门、电动门，工业用汽逆止门、快关门，采暖抽汽逆止门、快关门、电动门 2、 关闭下列阀门：

高中低压疏水组阀门、冷再供中辅管路疏水门、小机供汽门及管路疏水门、中辅供轴封电动门、调门、手动门，冷再供轴封电动门、调门、手动门，轴封溢流至凝汽器电动门、调门，轴封减温水手动门、大小机轴封供回汽管路疏水、四抽至中辅管道疏水门、工业抽汽快关门后手动门、高中压主调门门杆二漏疏水门、中辅至大小机供汽电动门1/2、四抽至小机供汽电动门、四抽至中辅电动门 3、 开启下列阀门：

主汽母管管道疏水电动一次门及排大气手门、主汽门前管道疏水电动一次门及排大气手门、高旁前疏水电动一次门及排大气手门、高旁后疏水电动一次门及排大气手门、高排逆止门后疏水电动一次门及排大气手门、高排逆止门前疏水排大气门。将以上疏水电动二次门关闭并挂禁操牌。（再热蒸汽进汽管道疏水二次门及低旁前疏水二次门挂禁操牌） 4、 保持凝汽器、除氧器水位正常；高加、低加、

轴加正常可见水位以下

5、 凝结水泵、给水泵（前置泵）运行时注意高、

低加、轴加水位的变化

6、 按时填写“停机缸温记录表”，密切监视下列

参数：

高压内缸下外壁金属温度、高压外缸下内壁金属温度（高压、高排侧）、中压缸下内壁金属温度、抽汽管道壁温、盘车电流、转子偏心、润滑油压、轴承温度、润滑油温度等

7、 发现上下汽缸温差增大或下汽缸温度下降较

快，应开启高中压内外缸疏水或高排逆止门前疏水电动一次门疏水1—2min

8、 发现抽汽管道壁温温差增大应开启相应管道

疏水1—2min

9、 停机后转子静止应马上投入连续盘车，同时进

行轴封、油挡、轴承箱等部位的听音工作 10、 如盘车投不上或因故不能投入连续盘车，应在

大轴上做好标记，进行手动盘车180°，每次手动盘车间隔时间为30min ，具备连续盘车条件应及时投入连续盘车

11、 因故不能投入盘车到重新投入盘车时应先盘

车180°，等候时间为停止盘车时间的一半，手动盘车轻快后方可投入连续盘车

12、 连续盘车可以投入后应注意轴封段的听音及

盘车电流、偏心等的监视工作

15、 机组保护动作跳闸现象？如何处理？ 现象：

1、厂房声音突变，负荷到零，转速下降； 2、“汽机跳闸”报警来，各主汽门、调速汽门、高排逆止门及抽汽逆止门关闭；工业及采暖抽汽快关门关闭

3、交流润滑油泵、高压备用密封油泵联启； 4、缸体及管道疏水阀自动打开。 5、运行中的小机跳闸，电泵联锁启动。 处理：

1、检查负荷到零，各主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，工业及采暖抽汽快关门关闭 汽机转速下降。

2、检查主机交流润滑油泵应联启，油压正常，否则手动启动。

3、及时切换轴封汽源，调整轴封压力正常。 4、根据需要投入高、低压旁路。 5、检查各疏水门自动开启。

6、若小机跳闸，检查电泵联动，工作正常。 7、辅汽切至邻机供汽。

8、调整凝汽器、除氧器水位正常。

9、在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机组内部声音。

10、检查跳机原因，进行相应处理。

11、由于人员误动引起，应汇报值长，尽快恢复机组运行。

12、若汽轮机自动跳闸保护误动，则通知检修处理，待缺陷消除后，方可重新启动机组运行 16、 机组启动、停机时胀差如何变化？为什

么？通过什么方法控制？

启动时：先减小后增大；停机时：先增大后减小 原因：泊桑效应、鼓风摩擦

调整手段：尽可能早投入轴封系统、控制好真空、控制好冲转速率、选择合理的冲动参数、控制好疏水（死区疏水）、合理暖机。

17、 凝汽器真空下降的原因？如何处理？真

空低的主要危害？

主要危害：汽轮机真空下降不仅使机组的经济性降低，严重时可能造成低压缸末级叶片发生喘振、转子振动等异常，甚至造成汽轮机损坏事故。 现象：

1、DCS 显示凝汽器真空下降，备用真空泵联动。 2、低压缸排汽温度上升。相应的蒸汽流量增加，负荷下降。

3、光字牌显示“凝汽器真空低”、 “排汽温度高”并声光报警。 主要原因：

1、循环水系统故障； 2、轴封系统工作不正常； 3、真空泵故障； 4、主机真空系统漏泄； 5、小机真空系统漏泄；

6、凝汽器热井水位高或凝结水补水箱水位过低。 7、真空破坏门误开或水封破坏。 处理:

1、发现凝汽器真空降低在查明原因的同时应检查备用真空泵应自动投入, 否则手动启动备用真空泵；

2、凝汽器真空降低至87KPa, 光示牌“真空低Ⅰ值”声光报警，汽机快速减负荷直至报警消失；负荷到零，真空仍无法恢复紧急故障停机。 3、检查循环水系统:

a 、若循环水压力低, 检查循环水系统是否漏泄, 堵塞或塔池水位过低；

b 、检查凝汽器循环水进、出口压力是否正常, 若压差高则投入胶球清洗装置运行；

c 、检查循环泵运行应正常, 否则应切换循环泵或再投入一台循环泵运行。 4、检查轴封系统;

a 、若轴封母管压力低, 应检查各汽源控制站和溢流阀是否正常, 若不正常应及时调整恢复其正常； b 、若低压轴封母管温度低, 应及时调整恢复其正常；

c 、检查轴加水位是否正常, 多级水封是否漏泄； 5、检查凝汽器水位, 若是水位高则应尽快查明原因进行处理；

6、检查凝结水补充水箱水位，若水位过低，关闭补水门；

7、检查低压抽汽法兰, 低压缸结合面及导管是否有漏汽的地方, 真空系统是否严密, 如真空系统漏泄使真空下降至报警值, 应联系检修立即处理； 8、检查真空泵工作是否正常；

9、检查小机真空系统是否漏泄, 轴封系统是否正常, 若小机真空系统泄漏使汽器真空不能维持在报警值以上时, 应启动电泵, 脱扣小汽机, 关闭排汽蝶阀, 联系检修处理；

18、 两台机组正常运行中热网系统漏泄（水）

的处理要点？

补水、找漏点、防止泵汽蚀、注意机组真空、注意热泵运行情况、停汽侧、注意机组振动、轴向位移变化情况、注意除氧器、凝汽器水位变化情况，防冻。

19、 什么情况下禁止做超速试验？ 1、高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、任一抽汽逆止门或抽汽快关门卡涩、关闭不严密。 2、在额定转速下任一轴承的振动异常或任一轴承温度高于限定值时。

3、就地和远方停机功能不正常。 4、没有准确的转速表。 5、机组滑停过程中。

20、 汽轮机转子临界转速区及低压叶片的共

振转速区及中速暖机的推荐值都是多少范围？

说明：在每个共振区内转速不得停留。如果转速需要停留，则在停留前把转速降到共振区以下，图中阴影线部分表示的低压叶片的共振转速区和转子临界转速必须避开。

冷态启动时，要在转子加热转速区保持转速，加热时间由图表“冷态启动转子加热规程”确定。

21、 机组运行中停止一侧凝汽器的操作？ 1、收到检修作业工作票, 得值长令, 停止凝汽器半侧运行；

2、请示值长, 减负荷到75%额定负荷以下, 注意真空变化, 确认真空系统严密性良好, 否则投入另一台真空泵运行；运行时间应小于24小时；

3、停止该侧胶球清洗装置并停电； 4 、缓慢关闭该侧凝汽器抽空气门, 注意真空及排汽室温度变化情况, 抽空气门全关后, 真空应不低于-88KPa ；

5、关闭该侧循环水入口电动门并停电关严，注意运行侧凝汽器水压不应超过0.25MPa ，否则应该停止一台循环水泵； 6、关闭该侧循环水出口电动门并停电关严； 7、开启该侧循环水前后水室放水门； 8、开启该侧循环水前后水室放空气门； 22、 凝汽器上水找漏如何操作？

1、检查A 、B 循环水泵停运，并停电；循环水泵出、入口母管联络门（两侧）关闭并停电；

2、检查关闭凝汽器热井放水门、凝结水泵入口管放水门及各真空表计门；

3、检查开启A 、B 侧凝汽器水室放水门、放空气门，放完水联系检修打开A 、B 凝汽器水室人孔门； 4、检查关闭凝汽器至A 、B 真空泵空气门，开启真空泵泵体放水门；

5、开启各高、低加事故疏水手动门、气动门；

系统各管路疏水门, 开启主机本体各疏水门, 开启小机供汽管道、主机轴封供汽系统至本扩疏水门； 7、关闭真空破坏门、轴封加热器注水门、轴封加热器疏水门、辅汽联箱疏水门； 8、联系检修打开低压缸人孔门； 9、开启凝汽器补水前、后隔离门；

10、检查补充水箱水位正常，开启凝结水输送泵，开启凝汽器补水调整门；

11、注意凝汽器水位的监视，高中压缸上、下温差应控制在35℃，最大不得超过50℃，否则停止上水；

12、根据检修需上水高度要求，停止凝结水输送泵，关闭凝汽器补水隔离门和调整门（注意水位监视）； 13、配合检修人员进行凝汽器钢管、负压系统找漏工作；

14、上水找漏工作结束，若凝汽器水质合格应将水打入除氧器；

15、凝汽器上水高位找漏试验时，高压缸第一级金属温度应小于200℃，否则应有措施。

23、 防进水保护控制的策略？

负荷＜10％额定负荷，成组打开高压组全部疏水阀门，反之成组关闭

负荷＜20％额定负荷，成组打开中压组全部疏水阀门，反之成组关闭

负荷＜30％额定负荷，成组打开低压组全部疏水阀门，反之成组关闭。

汽轮机或发电机跳闸，自动打开高压、中压和低压组全部疏水阀门

24、 盘车过程中应注意什么问题？ 1. 监视盘车电动机电流是否正常，电流表指示是否晃动；

2. 定期检查转子弯曲指示值是否有变化； 3. 定期倾听汽缸内部及高低压汽封处有无摩擦声；

4. 定期检查润滑油泵的工作情况。

25、 轴向位移增大主要危害、原因、处理？ 主要危害：推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分磨损。 原因：

1、负荷或蒸汽流量骤变。 2、汽轮机进汽阀门误动作。

3、蒸汽参数及过热度下降或汽轮机水冲击。 4、真空突然降低。

5、推力轴承断油或磨损。

6、叶片结垢严重或断落、汽封片磨损。 7、汽轮机单侧进汽。 8、旁路突然动作。 9、表计失常。 处理：

1、蒸汽流量骤变，应迅速稳定负荷并联系锅炉人员要求稳定蒸汽参数。

2、机组负荷未变轴向位移增大报警，应检查推力瓦温度、回油温度、差胀、振动、蒸汽参数。 3、真空的变化情况，若无变化则应要求热控人员检验仪表。

4、根据情况，汇报值长，调整机组负荷，使轴向位移恢复正常。

5、如果机组轴向位移上升并伴有不正常的声音，机组振动加剧，应立即破坏真空停机。

6、当轴向位移增大至±1.0mm ，机组应跳闸，否则手动脱扣并破坏真空停机。 26、 内冷水中断原因、处理？ 原因:

1、内冷水泵故障； 2、滤网堵塞或系统泄漏； 3、水箱水位过低； 4、调整不当或信号误发； 5、内冷水系统阀门误关。 处理:

1、内冷水泵故障时启动备用泵，若无效，断水达30秒，故障停机；

2、滤网堵塞时，应切换滤网并联系维护人员清扫堵塞滤网；

3、检查系统，调整水位、压力、流量正常； 4、断水停机后恢复运行时，应缓慢向发电机充水并排气。

27、 电气设备着火处理？

1、电气设备如电动机等发生着火时，应立即将电源切断，然后进行灭火。

2、对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式、二氧化碳、六氟丙烷等灭火器灭火，禁止使用泡沫灭火器及干砂灭火；无二氧化碳、六氟丙烷灭火器时，在确定切断电源后，可用消火栓连接喷雾水枪灭火。

3、对油开关、变压器（已隔绝电源）可以使用干式灭火器灭火，不能扑灭时再用泡沫灭火器等灭火，不得已时可用干砂灭火。

4、地面上的绝缘油着火时，应用干砂灭火。 5、扑救可能产生毒气的火灾（如电缆着火）时，扑救人员应使用正压式呼吸器。

28、 主机轴位移与胀差的关系？

轴向位移与胀差的零点均在推力瓦块处，

而且零点定位法相同．轴向位移变化时，其数值虽然较小，但大轴总位移发生变化．轴向位移为正值时，大轴向发电机方向位移，胀差向负值方向变化，轴向位移向向负值方向变化时，汽轮机转子向车头方向位移，胀差向正值方向变化．

如果机组参数不变，负荷稳定．轴向位移与胀差不发生变化．机组启停过程中及蒸汽参数变化时，胀差将会发生变化，而轴向位移并不发生变化．

运行中轴向位移的变化，必然引起胀差的变化．

29、 离心式水泵的主要性能指标有什么？工

作原理是什么？

离心式水泵的主要性能指标有什么？工作原理是什么？

答：1）、扬程，流量，转速，轴功率，效率等

2）、离心水泵的工作原理就是在泵内充满水的情况下，叶轮旋转使叶轮内的水也跟着旋转，叶轮内的水在离心力的作用下获得能量。叶轮槽道中的水在离心力的作用下甩向外围流进泵壳，于是叶轮中心压力降低，这个压力低于进水管内压力，水就在这个压力差作用下由吸水池流入叶轮，这样水泵就可以不断地吸水、供水了。

30、 什么叫胀差？影响胀差大小的主要因素

有什么?

胀差：机组转子和汽缸由于材料不同，在启停过程中产生的膨胀或压缩的差值。 汽轮机胀差大小与哪些因素有关？

(1) 启动时暖机不当。暖机过程中，升速率太快或暖机时间过短；

(2) 启动时负荷控制不当。增负荷速度太快； (3) 蒸汽参数控制不当。正常运行过程中蒸汽参数变化速度过快。正常停机或滑参数停机时，汽温下降太快；

(4) 甩负荷后，空负荷或低负荷运行时间过长；

(5) 汽轮机发生水冲击。

(6) 轴封压力、温度选择与缸温不匹配。

31、 机组启动前向轴封送汽要注意哪些问

题?

1 轴封系统暖管。轴封供汽前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽；

盘车在运行。必须在连续盘车状态下向轴封送汽。热态启动应先送轴封供汽，后抽真空； 2 选择恰当的送汽时间。冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大或使胀差增大；过晚则拖延了真空建立（或提高）的时间； 3 温度要匹配。要注意轴封汽温度与金属温度的匹配。热态启动最好用适当温度的高温汽源，有利于胀差的控制，如果系统有条件对轴封汽的温度进行调节，使之高于轴封体温度则更好；而冷态启动轴封供汽最好选用低温汽源；

汽源切换要谨慎。在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动等。

32、 机组超速时有什么象征及如何处理？ 现象：

1、机组负荷突然至零；

2、转速飞升超过危急遮断器动作值； 3、润滑油压、主油泵出口油压上升； 4、汽轮机声音异常，振动增大。 处理：

1、立即进行紧急故障停机，确认转速应下降。 2、若转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施，开启汽轮机低压旁路。

3、查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常后方可重新启动，应经校验危急遮断器及各超速保护装置动作正常后，方可并网带负荷。 4、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。

33、 为什么真空降到一定数值时要紧急停

机？

因为：（1）由于真空降低增加了汽轮机进气量，使轴向位移过大，造成推力轴承过负荷而磨损； （2）由于真空降低使叶片因蒸汽流量增大而造成过负荷；

（3）真空降低使排汽缸温度升高，汽缸中心线变化易引起机组振动增大；

（4）为了不使低压缸安全门动作，确保设备安全

故真空降到一定数值时应紧急停机。

34、 为什么排汽缸要装喷水降温装置，运行

中和空负荷排气缸温度不允许超过数值？ a)

在汽轮机冲转、空载及低负荷时，蒸汽流通量很小，不足以带走蒸汽与叶轮摩擦产生的热量，从而引起排汽温度和排汽缸温度的升高。排汽缸产生较大的变形，破坏了汽轮机动、静部分中心线的一致性，严重时会引起机组振动或其它事故。所以，大功率机组都装有排汽缸喷水降温装置； b)

规定带负荷排气缸温度不允许超过60度；空负荷不允许超过80度。 35、汽轮机油系统润滑油漏油如何处理？

当值班人员一旦发现润滑油箱油位下降，值班人员应首先校对油位计，确认油位下降，应查找原因。

(1) 检查事故放油门是否严密。对冷油器

进行放水检查，若冷油器泄漏应隔离泄漏冷油器。

(2) 检查油系统管道有无漏油，严防油漏

至高温管道及设备上。

(3) 当油箱油位下降至低一值报警时，应

加油。

(4) 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，同时迅速对油箱加油并消除缺陷。

(5) 若因大量漏油使油箱油位快速下降停

机值或润滑油压力下降至0.06Mpa 保护未动，立即破坏真空紧急停机。

当如漏油至高温管道或部件引起火灾，应用干粉灭火器或泡沫灭火器，禁止用水灭火。应立即发出“119”火警警报通知消防队，并汇报值长及有关领导

36、运行主、再热蒸汽压力监视范围是什么？ 1、主蒸汽额定压力16.7MPa ；

2、主蒸汽压力正常运行时不应超过17.5MPa ； 3、主蒸汽压力超过21.7MPa 应手动停机； 4、主蒸汽压力在17.5-21.7MPa 之间运行一年累计时间不许超过12小时；

5、当主汽压力TPC 投入时, 主汽压力不应低于15MPa, 否则TPC 投入工作, 将以减负荷的方式维持主汽压

力；

6、正常运行中, 再热器压力不允许超过3.8MPa, 最高不得超过4.8MPa; 高排压力不允许超过5.08MPa 。 37、升速暖机过程中机组的振动要求？ 1）汽轮机冲转后在1100 r /min前，任一轴承出现0.05mm 振动或任一轴承处轴振超过0.125mm 不应降速暖机，应立即打闸停机查找原因； 2）过临界转速区应注意监视轴振动＜0.254mm ，超过时应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；

3）机组转速在一阶临界转速以上时，要求瓦振＜0 .08mm ，轴振＜0 . 254mm ，超过时应设法消除，当瓦振＞0.08mm ，轴振＞0.254mm 或瓦振突然增加0.05mm 时，应立即打闸停机。当瓦振或轴振变化剧烈时，应查明原因。 38、

汽轮机强烈振动原因？

1、汽轮机动静碰摩、大轴弯曲。 2、转子质量不平衡或叶片断落。 3、轴承工作不正常或轴承座松动。 4、汽缸进水或进冷汽造成汽缸变形。 5、轴承进油温度大幅度变化或油压不正常。 6、主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度相差太大。

7、转子中心不正或联轴器松动。 8、滑销系统卡涩造成缸体膨胀不均。 9、发电机各组氢气冷却器氢温偏差过大。 10、汽轮机排汽缸温度过高。 11、发电机定、转子电流不平衡。 12、汽轮机振动测量表计故障。

39、汽机启动前系统检查？

1、机组检修工作结束，临时安全措施拆除，现场清理干净，设备及系统完好。

2、按启动前系统要求，检查各系统阀门状态正确。 3、联系电气各转动设备送电。 4、联系热工将各电动门送电。

5、检查各泵及电机轴承油质、油位正常。 6、联系化学化验主机、小机润滑油，电泵润滑油、EH 油质合格，检查油箱油位正常。 7、检查就地、远方各表计正常投入。 8、检查DCS 、DEH 画面状态正常。

9、检查TSI 参数正常，无异常和报警现象。 10、生产水、循环水、开式水、闭式水、凝结水、真空等系统检查正常具备投入条件。 11、投入仪用压缩空气系统。

12、联系热工配合做启机前试验。

40发生哪些情况时，应立即破坏真空紧急停机？

1、汽轮机转速升至3300rpm ，而超速保护未动作。 2、汽轮发电机组突然发生强烈振动，轴振动达0.254mm 以上保护未动作时；

3、汽轮机内有明显的金属摩擦声或撞击声； 4、轴向位移增加超过停机值而保护未动作时； 5、润滑油供油中断或油压下降至0.049MPa ，备用泵启动仍无效时；

6、 任一支持轴承金属温度超过113℃或推力轴承金属温度升到107℃时；

7、汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或回油温度急剧升高至82℃； 8、汽轮机发生水冲击；

9、汽轮机轴封或挡油环异常摩擦冒火花； 10、发电机冒烟着火或氢气系统发生爆炸； 11、汽轮机油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组安全；

12、主油箱油位降至-260mm ，补油无效时； 13、机组胀差增加达到停机值而保护未动作时； 14、汽轮机高中压缸上下温差大于56℃；

15、主、再热蒸汽或给水管道破裂，威肋机组安全时；

41、除氧器的联锁与报警及保护？ 1、除氧器正常水位2650mm 。 2、除氧器水位2770mm ，高Ⅰ值报警。 3、主蒸汽压力升高至21.7MPa 时；

4、 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行时；

5、机组处于倒拖运行时间超过1分钟时； 6、抗燃油母管油压下降至8.7Mpa 以下或抗燃油箱油位低到230mm 以下；

7、空负荷运行时，低压缸排汽温度达121℃时； 8、主、再蒸汽温度下降至430℃； 9、主汽温升高至565℃；

10、主蒸汽与再热蒸汽温度偏差达43℃；（空负荷除外）

11、发电机定冷水断水30秒保护未动时； 12、厂用电全部失去不能恢复时； 13、发电机大量漏水、且伴有定子接地； 14、发电机氢气系统故障，大量漏氢，不能维持运行；

15、当热控DCS 系统全部操作员站出现故障（所有

除氧器水位2890mm ，高Ⅱ值报警，除氧器紧急放水门自动开启，当水位降至正常水位以下时，自动关闭紧急放水门。

3、除氧器水位3010mm ，高Ⅲ值报警，自动关闭除氧器四抽电动门、辅汽至除氧器电动门和除氧器进水调整门。

4、除氧器水位2450mm ，除氧器水位低Ⅰ值报警。 5、除氧器水位低Ⅰ值且低Ⅱ值1000mm 时，联跳给水泵。

除氧器水位低于1500mm 禁启电泵。

6、除氧器安全阀共有两个，安全阀开启压力为1.4Mpa 。

42、轴向位移增大原因 1、负荷或蒸汽流量骤变。 2、汽轮机进汽阀门误动作。

3、蒸汽参数及过热度下降或汽轮机水冲击。 4、真空突然降低。 5、推力轴承断油或磨损。

6、叶片结垢严重或断落、汽封片磨损。 7、汽轮机单侧进汽。 8、旁路突然动作。 9、表计失常。

43、机组在哪些情况下，可不破坏真空紧急停机？ 1、凝汽器真空低于极限值-80Kpa ，或循环水中断；

2、主油泵故障或调速系统剧烈摆动时； CRT “黑屏”或“死机”）；

16、必须停机才能避免的人身和设备事故时； 17、高排温度达427℃；

18、汽轮机失去全部热控电源，短时间不能恢复时。 44、凝结水泵检修后恢复备用的操作步骤? (1)检查确认凝结水泵检修工作完毕，工作票已收回，检修工作现场清洁无杂物。 (2)开启检修泵密封水门。 (3)开启检修泵冷却水门。

(4)缓慢开启检修泵壳体抽空气门，检查泵内真空建立正常。

(5)开启检修泵进水门。 (6)检修泵电机送电。 (7)开启检修泵出水门。

（8）投入凝结水泵联锁开关，检修泵恢复备用

45、 汽轮机起、停和工况变化时，哪些部位

热应力最大?

汽轮机起、停和工况变化时，最大热应力发生的部位通常是：高压缸的调节级处，再热机组中压缸的进汽区，高压转子在调节级前后的汽封处、中压转子的前汽封处等。

46、 汽轮机差胀负值过大有哪些原因? 汽轮

机差胀正值过大有哪些原因? 汽轮机差胀负值大的原因： (1)负荷下降速度过快或甩负荷。 (2)汽温急剧下降。 (3)水冲击。 (4)轴封汽温降低。

(5)汽缸夹层、法兰加热装置加热过度（有的机组无此装置）。

(6)进汽温度低于金属温度。 (7)轴向位移向负值变化。 (8)轴承油温降低。

(9)双层缸夹层中流入高温蒸汽(进汽短管漏汽) 。

(10)多缸机组相关汽缸差胀变化。

(11)差胀表零位不准或受周率、电压变化影响。 汽轮机差胀正值大的原因：

(1)起动暖机时间不足，升速或增负荷过快。 (2)汽缸夹层、法兰加热装置汽温太低或流量较小，引起加热不足（有的机组无此装置）。

(3)进汽温度升高。

(4)轴封供汽温度升高，或轴封供汽量过大。 (5)真空降低，引起进入汽轮机的蒸汽流量增大。

(6)转速变化。

(7)调节汽门开度增加，节流作用减小。 (8)滑销系统或轴承台板滑动卡涩，汽缸胀不出。

(9)轴承油温太高。

47、 交、直流润滑油泵故障处理原则？ 1、若在盘车期间，交流润滑油泵跳闸，直流润滑油泵联动，并通知电气，并尽快联系检修恢复交流润滑油泵运行；

2、若在升速过程中，交流润滑油泵故障，使直流润滑油泵联启，但应做停机处理，待交流油泵修复后，再重新启机；

3、在停机过程中，若交流润滑油泵故障，则启动直流油泵，照常停机，并联系检修尽快处理好，若

交、直流油泵均故障，应立即破坏真空紧急停机。

48、 密封油压力降低的原因？ 1、空侧或氢侧交流密封油泵故障； 2、密封油供油管路泄漏； 3、密封油滤网脏堵；

4、空侧密封油安全阀或主差压阀动作不正常； 5、氢侧密封油安全阀或平衡阀动作不正常； 6、氢侧油箱油位过低； 7、密封油系统误操作。

49、 电泵备用状态？ 1、电泵各部位无异常； 2、“启动条件”具备；

3、电泵出口门、中间抽头门在开位； 4、偶合器勺管在“25%”位置； 5、联锁投入。

50、 凝结水泵紧急停泵的条件？ 1、凝结水泵发生强烈振动；

2、凝结水泵内部有清晰的金属摩擦声； 3、电动机冒烟或着火；

4、轴承冒烟或轴承温度超过跳闸值； 5、凝结水泵漏泄威胁人身及设备安全时。

51、 主油箱油位下降原因？ 1、冷油器漏泄；

2、油系统管道法兰渗油或破裂；

3、油系统有关的取样门、放气门或放油门误开； 4、主油箱油温低； 5、润滑油回油滤网脏堵； 6、油位计指示失常； 7、密封油系统漏油；

8、净化油装置异常，致使跑油； 9、主油箱负压增大。

52、 除氧器水位异常原因及处理？ 原因:

1、除氧器水位测点失灵。

2、除氧器上水调整门自动调节失灵。 3、除氧器放水门误开。 处理：

1、确证为除氧器水位测点故障时，解除除氧器水位自动调节，加强就地监视，联系热工人员迅速处理。

2、除氧器水位高时开启除氧器事故放水门，调整凝结水泵变频。

3、除氧器水位低时应及时补水，关小再循环，增加除氧器上水量。检查除氧器事故放水门是

否误开，适当降低负荷以维持除氧器水位 53、 小机转速自动投入允许条件？ 1、小机未跳闸；

2、小机任意转速通道正常；

3、转速设定值与实际值偏差

54、 高压加热器端差大原因？ 1、加热器管子结垢，热阻增大。 2、加热器内不凝结气体积聚。 3、加热器水位过高或过低。 4、加热器旁路漏水。

5、加热器进、出口水室隔板漏泄。

55、 汽轮机水冲击现象，原因及处理？ 现象：汽轮机水冲击时主蒸汽或再热蒸汽温度或抽汽温度急剧下降，并伴有下列象征（下列象征不一定同时出现）：

1、清楚地听到主再热蒸汽管道、抽汽管道或汽缸内有水击声；

2、蒸汽管道法兰、阀门密封圈、轴封、汽缸结合面等处有白色蒸汽冒出或溅出水滴；

3、高中压外缸上、下缸温差≥56℃，内缸上下缸温差≥56℃，CRT 报警；

4、抽汽管道上下壁温差突然增大到56℃以上，抽汽管振动；

5 、TSI 、DCS 上显示轴向位移、振动增大，胀差减小并报警；

6、推力瓦及回油温度升高； 7、盘车状态下盘车电流增大。 原因：

1、锅炉主再热蒸汽温度失控或主蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水；

2、加热器满水倒灌进入汽轮机；

3、轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸；

4、一次测温元件故障；

5、汽包满水或减温水系统故障。 处理：

1、综合判断确认水冲击时，应按破坏真空紧急停机处理。

2、开启汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀。 3、注意监视振动、轴向位移、差胀、轴承温度等参数，倾听汽机内部声音，记录惰走时间。4、惰走时间明显缩短，应逐级汇报，决定是否揭缸检查，否则不准重新启动。

5、如因加热器满水引起汽机进水，应立即停用满

水的加热器，并开启疏水门。

6、汽机转子静止后立即投入盘车，注意大轴偏心和盘车电流的变化。

7、汽机再次启动时，汽缸上下缸温差必须＜42℃，转子偏心度应＜0.076mm 。

8、汽轮机盘车时发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。

9、汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机，进行盘车，加强疏水。

10、汽轮机运行中进水监测报警时，应迅速查明原因并消除；若振动、差胀、上下缸温差达到停机值应立即停机。

56、 汽轮机自动跳闸现象：处理？ 现象：

1、厂房声音突变，负荷到零，转速下降； 2、“汽机跳闸”声光报警，各主汽门、调速汽门、高排逆止门及抽汽逆止门关闭；工业及采暖抽汽快关门关闭

3、交流润滑油泵、高压备用密封油泵联启； 4、缸体及管道疏水阀自动打开。 5、运行中的小机跳闸。 处理：

1、检查负荷到零，各主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，工业及采暖抽汽快关门关闭 汽机转速下降。

2、检查主机交流润滑油泵应联启，油压正常，否则手动启动。

3、及时切换轴封汽源，注意轴封蒸汽温度应和金属温度相匹配，调整轴封压力。 4、根据需要投入高、低压旁路。 5、检查各疏水门自动开启。

6、若小机跳闸，检查电泵联动，工作正常。 7、检查再热冷段至辅汽隔离门关闭，辅汽切至邻机供汽。

8、调整凝汽器、除氧器水位正常。

9、在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机组内部声音。

10、检查跳机原因，进行相应处理。

11、由于人员误动引起，应汇报值长，尽快恢复机组运行。

12、若汽轮机自动跳闸保护误动，则通知检修处理，待缺陷消除后，方可重新启动机组运行。

57、 机组甩负荷现象：处理？ 现象：

1、负荷突然降至“0”，发电机跳闸信号发出； 2、高中压调门、高排逆止门、各段抽汽逆止门迅速关闭； 3、转速上升。 处理：

1、检查汽轮机是否跳闸，并注意转速飞升情况。 2、若机组超速，应立即打闸，开启低压旁路泄压，原因未查明并消除之前，不得再次启动； 3、检查确认润滑油系统供油正常； 4、做好正常停机工作

58、 凝结水泵启动条件？ 1、凝汽器热井水位480mm 以上； 2、凝结水泵在远控； 3、凝结水泵电动机无异常； 4、凝结水泵入口电动门全开； 5、凝结水泵再循环门大于90％； 6、变频器指令>30%；

7、凝结水泵机械密封冷却水投入； 8、凝结水泵轴承冷却水投入；

9、凝结水泵密封冲洗水门开启。第一台泵启动时由闭式水带，启动后由泵出口自带； 10、凝结水泵泵体排空气门开启。

59、 真空破坏门误开或水封破坏处理？ 1、发现凝汽器真空降低在查明原因的同时应检查备用真空泵应自动投入, 否则手动启动备用真空泵；

2、凝汽器真空降低至87KPa, 光示牌“真空低Ⅰ值”声光报警，汽机快速减负荷直至报警消失；负荷到零，真空仍无法恢复紧急故障停机。

60、 润滑油温度升高原因？ 1、冷却水温度升高或冷却水量明显减少； 2、润滑油压力过低； 3、润滑油温调节阀故障； 4、冷油器油侧脏； 5、油质恶化；

6、冷油器水侧进杂物或积有空气。

61、 小机启动条件？

1、采用辅助蒸汽供汽，其压力0.6～0.8MPa ，温度250℃以上；

2、当主机负荷在额定负荷25%以下时，只由辅助蒸汽供汽。当负荷在额定负荷25%～40%时，由辅汽和四抽共同供汽。当主机负荷在40%以上时，完全由四抽供汽。根据情况投入高压汽源，作为备用。 3、确认再循环门开启，前置泵运行正常；

4、保护定值未达到跳机值；

5、小机真空正常，正常值在-78KPa 以上； 6、除氧器水位2000mm 以上；

7、调节油压0.5MPa 以上，润滑油压0.137MPa ； 8、MEH 界面无异常报警, 高低压主汽门、低压调节阀在关位。

9、工作油泵出口压力在0.75MPa 左右； 10、盘车连续运行45min 以上；（禁止无水状态下盘车）

62、 汽泵前置泵启动许可逻辑？ 1、汽泵前置泵入口电动门开；

2、汽泵再循环电动门开；

3、汽泵再循环调整门开≥90% ； 4、除氧器水位大于低Ⅰ值（1500mm ）；

5、汽泵前置泵驱动端滑动轴承温度

6、汽泵前置泵非驱动端滑动轴承温度

63、 汽泵前置泵跳闸逻辑？

1、 汽泵前置泵驱动端滑动轴承温度>80℃； 2、 汽泵前置泵非驱动端滑动轴承温度>80℃； 3、 汽泵前置泵非驱动端滑动轴承温度>80℃； 4、 汽泵前置泵入口门关且未开； 5、 除氧水箱水位低Ⅲ值（

64、 润滑油系统的作用及构成？汽轮发电机

组的支持轴承、推力轴承和盘车装置提供润滑油，为氢密封系统提供备用油以及为操纵机械超速脱扣装置供压力油。润滑油系统是由汽轮机主轴驱动的主油泵、油箱、射油器、启动油泵（氢密封备用油泵）、冷油器、顶轴装置、盘车装置、排烟系统、交流润滑油泵、直流事故油泵、油净化装置、滤油装置、油箱电加热器、油位指示器、油位开关、套装油管路、阀门、各种监视仪表等构成。 65、 主机静态试验条件？

1、机组处于冷态且应在锅炉点火前进行； 2、机前蒸汽压力为零，确认主蒸汽、再热蒸汽系统无水、无汽；

3、联系热工人员，检查确认DEH 系统正常； 4、启动高压备用密封油泵及EH 油泵，确认运行正常；

5、确认仪用压缩空气压力正常；

6、联系热工人员解除MFT 、低真空等保护，使机组具备挂闸条件。

66、 EH 油压下降原因？ 1、 EH油系统泄漏； 2 、EH 油泵故障； 3 、EH 油溢流阀故障； 4 、EH 油箱油位低； 5、 EH油泵滤网堵塞；

6、油动机伺服阀、卸荷阀泄漏； 7 、EH 油高压蓄能器氮压突然降低。

67、 哪些情况下应做超速试验？ 机组大修后；

危急保安器解体检修后；

机组在正常运行状态下，危急保安器误动作； 停机备用一个月后，再次启动； 甩负荷试验前；

机组运行2000h 后无法做危急保安器注油试验或注油试验不合格。

68、 危急保安器充油试验怎样做？ 1、做危急保安器充油试验应由公司主管生产的副总经理批准，生产技术部、发电运行部、专业人员在场，由值长统一指挥进行；

2、全面检查机组运行正常，确认交、直流润滑油泵处于良好联锁备用状态或运行。

3、机组并网前，保持汽轮机转速稳定3000r/min； 4、在机头将充油试验手柄置“试验”位置并保持； 5、缓慢打开充油试验阀，观察试验压力表的指示； 6、当手动“脱扣/复位”手柄打到“脱扣”位置时，记录试验压力表指示值，并与上次试验压力值比较，若相差较大，应查明原因； 7、关闭充油试验阀；

8、当试验压力表指示回到试验前数值，薄膜阀油压正常后，将手动“脱扣/复位”手柄置“复位”位置； 9、缓慢松开充油试验手柄，置“正常”位置； 10、全面检查无误后，将试验情况汇报值长，做好记录。

停机的方式有滑参数和定参数停机，两种停机方式的目的是什么？

1、滑参数停机，主要是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的水平，一般用于小修、大修等计划

停机；

2、定压停机，主要是为了短时间消缺处理后能快速启动，希望汽缸维持在较高的温度，缩短机组的启动时间。

69、 为什么停机时必须等真空到零，方可停

止轴封供汽？

因为：（1）由于真空降低增加了汽轮机进气量，使轴向位移过大，造成推力轴承过负荷而磨损； （2）由于真空降低使叶片因蒸汽流量增大而造成过负荷；

（3）真空降低使排汽缸温度升高，汽缸中心线变化易引起机组振动增大；

（4）为了不使低压缸安全门动作，确保设备安全故真空降到一定数值时应紧急停机。

70、 旁路系统的作用？启机时何时投入与停

止？旁路系统有何保护逻辑？

作用：加快启动速度，改善启动条件。 保证锅炉最低设备的蒸发量。 保护锅炉的再热器。 回收工质与消除噪音。

启动时锅炉启压后0.2mpa 投入高低旁，冲动3000RPM 并网前后根据情况停止高低旁。

71、 什么叫凝汽器的端差？端差增大有哪些

原因？

1）凝汽器端差：凝汽器循环水出水温度与排气温度之差 原因：

1）凝汽器汽侧积有空气或钢管脏污； 2）运行中凝结水水位过高；

3）凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密； 4）循环水量过大。

72、 轴封供汽带水对机组有何危害？ 轴封供汽带水在机组运行中有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行；

73、 运行中加热器出水温度下降有哪些原

因？

⑴ 钢管水侧结垢，管子堵得太多。 ⑵ 水侧流量突然增加。 ⑶ 疏水水位上升。

⑷ 运行中负荷下降，蒸汽流量减少。 ⑸ 误开或调整加热器的旁路门不合理。 ⑹ 隔板泄漏。

74、 润滑油压降低的原因？ 1、主油泵或射油器工作失常； 2、主油箱油位过低；

3、交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵出口逆止门不严密；

4、润滑油供油管道泄漏。

75、内冷水中断原因处理？ 原因:

1、内冷水泵故障； 2、滤网堵塞或系统泄漏； 3、水箱水位过低； 4、调整不当或信号误发； 5、内冷水系统阀门误关。 处理:

1、内冷水泵故障时启动备用泵，若无效，断水达30秒，故障停机；

2、滤网堵塞时，应切换滤网并联系维护人员清扫堵塞滤网；

3、检查系统，调整水位、压力、流量正常； 4、断水停机后恢复运行时，应缓慢向发电机充水并排气。

76、 除氧器的联锁与报警及保护？ 1、除氧器正常水位2650mm 。 2、除氧器水位2770mm ，高Ⅰ值报警。

除氧器水位2890mm ，高Ⅱ值报警，除氧器紧急放水门自动开启，当水位降至正常水位以下时，自动关闭紧急放水门。

3、除氧器水位3010mm ，高Ⅲ值报警，自动关闭除氧器四抽电动门、辅汽至除氧器电动门和除氧器进水调整门。

4、除氧器水位2450mm ，除氧器水位低Ⅰ值报警。 5、除氧器水位低Ⅰ值且低Ⅱ值1000mm 时，联跳给水泵。

除氧器水位低于1500mm 禁启电泵。

6、除氧器安全阀共有两个，安全阀开启压力为

1.4Mpa

77、 发电机着火如何处理？ 1、立即紧急停机，并汇报值长。

2、向发电机充二氧化碳灭火, 同时向室外排氢；注意排氢速度不能过快。

3、切断氢源和电源，使用二氧化碳灭火器灭火。 4、保持发电机各部水冷却系统的继续运行。 5、不得使用泡沫灭火器或砂子灭火（当地面上有油类着火时，可用砂子灭火， 但应注意不使砂子落到发电机内或轴承、滑环上）。

78、 汽泵启动允许逻辑？ 1、汽泵前置泵入口门开； 2、汽泵再循环电动门开；

3、汽泵再循环调整门开≥90%；

4、汽泵壳体上下温差

5、除氧器水位>1500mm； 6、汽泵前置泵已运行；

7、没有跳闸条件；

79、 凝结水泵启动条件？ 1、凝汽器热井水位480mm 以上； 2、凝结水泵在远控； 3、凝结水泵电动机无异常； 4、凝结水泵入口电动门全开； 5、凝结水泵再循环门大于90％； 6、变频器指令>30%；

7、凝结水泵机械密封冷却水投入； 8、凝结水泵轴承冷却水投入；

9、凝结水泵密封冲洗水门开启。第一台泵启动时由闭式水带，启动后由泵出口自带； 10、凝结水泵泵体排空气门开启。

80、 什么叫凝汽器端差？凝结水产生过冷却

的主要原因有哪些？

1）凝汽器端差：凝汽器循环水出水温度与排气温度之差 原因：

1）凝汽器汽侧积有空气或钢管脏污； 2）运行中凝结水水位过高；

3）凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密； 4）循环水量过大。

81、 汽轮机冷态启动前应做哪些主机试验？ 调节系统静态试验； 手动停机试验； EH 油压低跳机试验； 润滑油压低跳机试验； 真空低跳机试验； 轴承振动大跳机试验； 轴向位移大跳机试验；

炉水位高MFT 联跳主机、小机试验； 发电机内冷水断水试验； 防进水保护试验等。

82、 汽轮机汽缸的上下缸温差大有何危害？

上、下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变形，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，造成径向动、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。

83、 主机油压和油位同时下降的处理原则？ 1) 检查冷油器、油管（包括压力表管、接头）是否漏油，油系统阀门是否误操作；

2) 启动备用油泵维持压力； 3) 立即向主油箱补油； 4) 切除故障冷油器；

5) 设法消除或隔离漏油点，如外漏严重，润滑油压降至0.049MPa 或油箱油位维持不住，应破坏真空紧急停机 84、 热网汽轮机紧急停机条件？

1、汽轮机转速超过3360r/min,而保安系统不动作时；

2、汽轮机振动超过0.07mm 或有金属磨擦现象； 3、调速系统不稳定时；

4、轴承温度突然升高超过85℃或轴承冒烟时； 5、油系统着火，而又不能及时扑灭时； 6、汽轮机内部有不正常的响声时； 7、汽轮机水击时。

85、 发电机定子冷却水反冲洗步骤？ 1、停止定子冷却水泵；

2、关闭定子冷却水至发电机进水总门和回水总门； 3、开启定子冷却水反冲洗供水滤网前、后手动门； 4、开启反冲洗回水手动门；

5、启动定子冷却水泵运行；

6、根据内冷水箱水位情况开启反冲洗排污门及补水门；

7、 反冲洗工作完毕，应通知维修人员清洗反冲洗系统内冷水滤网，然后将反洗系统可靠隔离，反洗系统阀门上锁。

86、 EH 油系统联锁保护？

1、EH 油箱油位低达450mm ，油位低报警； 2、油箱油位低达230mm ，禁启EH 油泵； 3、EH 油泵出口滤网差压达0.24MPa 滤网压差高报警；

4、EH 油系统回油压力达0.21MPa ，回油压力高报警；

5、EH 油系统压力达16.2MPa ，油压高报警； 6、EH 油系统压力达11.2MPa ，油压低报警； 7、EH 油系统压力小于11.2MPa ，EH 油备用泵启动；8、EH 油系统压力达8.7MPa ，遮断汽轮机； 9、EH 油温＜20℃，油箱电加热自动投入，并联动切断工作油泵电源，EH 油温＞55℃，油箱电加热自动停止。；

87、电动给水泵组紧急停运条件？ 1、电机冒烟或着火；

2、泵组任一轴承金属温度或回油温度超限，或断油、冒烟；

3 、给水管道破裂无法隔离； 4 、水泵发生严重汽蚀； 5、电流越限又无法降低时；

6、轴端密封处严重泄漏，汽水大量喷出，威胁泵组安全运行时；

7、工作油泵发生故障或油系统不能维持正常油压，启动辅助油泵无效；油系统严重漏油，油位突降无法恢复时；

8、泵组发生强烈振动或泵内有明显的金属摩擦声；9、威胁人身和设备安全时；

10、运行参数超过保护值而保护拒动。

88、 凝结水泵紧急停泵的条件？ 1、凝结水泵发生强烈振动；

2、凝结水泵内部有清晰的金属摩擦声； 3、电动机冒烟或着火；

4、轴承冒烟或轴承温度超过跳闸值； 5、凝结水泵漏泄威胁人身及设备安全时。

89、 电泵紧急停泵步骤？

1、在DCS 画面上停泵或就地按电泵事故按扭； 2、检查辅助油泵应自动投入，否则手启，并检查

油压正常；

3、将勺管打至“5％”，立即关闭出口门及中间抽头门；

4、记录惰走时间，完成停泵的其它操作。

90、 汽泵启动条件？

1、采用辅助蒸汽供汽，其压力0.6～0.8MPa ，温度250℃以上；

2、当主机负荷在额定负荷25%以下时，只由辅助蒸汽供汽。当负荷在额定负荷25%～40%时，由辅汽和四抽共同供汽。当主机负荷在40%以上时，完全由四抽供汽。根据情况投入高压汽源，作为备用。 3、确认再循环门开启，前置泵运行正常； 4、保护定值未达到跳机值；

5、小机真空正常，正常值在-78KPa 以上； 6、除氧器水位2000mm 以上；

7、调节油压0.5MPa 以上，润滑油压0.137MPa ； 8、MEH 界面无异常报警, 高低压主汽门、低压调节阀在关位。

9、工作油泵出口压力在0.75MPa 左右； 10、盘车连续运行45min 以上；（禁止无水状态下盘车）

91、汽泵前置泵跳闸逻辑？

1、 汽泵前置泵驱动端滑动轴承温度>80℃； 2、 汽泵前置泵非驱动端滑动轴承温度>80℃； 3、 汽泵前置泵非驱动端滑动轴承温度>80℃； 4、 汽泵前置泵入口门关且未开； 5、 除氧水箱水位低Ⅲ值（

92、 凝汽器的水位报警及保护？ 1、凝汽器正常水位480mm ； 2、凝汽器水位高Ⅰ值710mm ；

3、凝汽器水位高Ⅱ值1120mm （冷却管浸入凝结水中）；

4、凝汽器水位高Ⅲ值1600mm ； 5、凝汽器水位低Ⅰ值250mm ；

6、凝汽器水位低Ⅱ值100mm ，联跳凝结水泵； 7、凝结水补充水箱水位

8、凝结水流量低于300T/h再循环自动打开，高于300t/h再循环自动关闭；

9、凝结水母管压力保持在1.8～2.2MPa(除氧器上水调整门自动控制) 。

93、 我厂停机方式选择？

1、滑参数停机，主要是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的水平，一般用于小修、大修等计划

停机；

2、定压停机，主要是为了短时间消缺处理后能快速启动，希望汽缸维持在较高的温度，缩短机组的启动时间。

94、 汽动给水泵连锁逻辑?

1、汽泵入口流量≤150t/h,延时2S, 自动打开再循环电动门；

2、汽泵入口流量≤150t/h,自动打开再循环调整门；

3、汽泵跳闸，联关汽泵出口电动门；

4、汽泵跳闸，联开汽泵再循环调整门、再循环电动门；

5、汽泵跳闸，联启电动给水泵。

95、 何谓机组的滑参数启动？

所谓滑参数启动，就是单元制机组的机炉联合启动的方式，就是在锅炉启动的同时启动汽轮机。启动过程中，锅炉蒸汽参数逐渐升高，汽轮机就用参数逐渐升高的蒸汽来暖管、冲转、暖机、带负荷。

96、 简述过热汽再热汽温度过高的危害？ 锅炉运行过程中，过热汽和再热汽温度过高，将引起过热器、再热器及汽轮机汽缸、转子、隔板等金属温度超限，强度降低，最终导致设备的损坏。因此，锅炉运行中应防止高汽温事故的发生。

97、 简述汽温过低的危害？

锅炉出口汽体温度过低除了影响机组热效率外，还将使汽轮机末级蒸汽湿度过大，严重时还有可能产生水冲击，以致造成汽轮机叶片断裂损坏事故。汽体温度突降时，除对锅炉各受热面的焊口及连接部分将产生较大的热应力外，还有可能使汽轮机的差胀出现负值，严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静磨擦而造成汽轮机的剧烈振动或设备损失

98、 如何保持凝汽器最佳真空运行？ 1. 降低循坏水温度； 2. 增加循环水量； 3. 保证凝汽器传热面清洁； 4. 提高真空系统的严密性。

99、 真空严密性试验如何进行及其合格标准

是什么？

1、试验应由生技部有关领导主持, 经值长同意后方可进行；

2、实验前联系热工解除低真空保护；

3、确认机组负荷在80%额定负荷以上稳定运行, 凝汽器真空在-90KPa 以上，试验过程中若真空下降速

度>4KPa/min，立即停止试验，恢复正常； 4、检查真空系统各表计全部投入并指示准确； 5、真空泵一台运行时, 确认另一台泵处于良好备用状态；解除备用真空泵联锁；

6、通知各岗位有关人员准备做真空系统严密性试验；

7、关严运行真空泵入口手动门，停止真空泵运行，进口气动门应联锁关闭，严密监视真空下降情况； 8、真空泵停止运行后，确认进口气动门关严后保持5～8分钟；

9、真空严密性试验评价标准：

下降率≤0.133KPa/min（1mmHg/min）为优。 下降率≤0.266KPa/min（2mmHg/min）为良。 下降率≤0.4KPa/min（3mmHg/min）为合格。 当真空下降率＞0.67KPa/min（5mmHg/min）时，则应查找原因，消除故障。

10、试验结束, 投入真空泵运行，真空应逐渐恢复到试验前的水平；联系热工投入低真空保护； 11、将试验情况汇报值长，并记录好试验时间及试验数据。

100、 真空泵水温高现象：原因：处理？ 现象：

1、就地表计及画面指示真空泵水温升高。 2、就地表计及画面指示真空泵水温大于40 ℃。 原因：

1、循环冷却水温度高。 2、真空泵水位低。 3、真空泵冷却器结垢。 处理：

1、降低循环冷却水温度或将冷却水切至生产水带。 2、在允许范围内尽量维持真空泵较高液位。 3、必要时进行换水，以降低真空泵水温，但应注意保持真空泵水位在高、低之间。 4、若冷却器结垢，切换真空泵运行。 101、凝结水泵汽化或漏空气现象及处理？ 现象：

1、凝结水泵出口压力摆动，流量不稳或到零 2、电机电流下降并摆动

3、泵体发出异音，出口母管振动，逆止门发出撞击声。 处理：

1、检查凝汽器热井水位是否正常，若凝汽器水位低应补水至正常水位。关小除氧器上水调整门，开启再循环门。

2、检查凝结水泵盘根及密封水情况，调整密封水正常。

3、检查凝结水泵入口放气阀应开，各阀门密封水正常。

4、经上述调整无效时，应启动备用泵，停止故障泵。

102、汽轮机自动跳闸现象？ 现象：

1、厂房声音突变，负荷到零，转速下降； 2、“汽机跳闸”声光报警，各主汽门、调速汽门、高排逆止门及抽汽逆止门关闭；工业及采暖抽汽快关门关闭

3、交流润滑油泵、高压备用密封油泵联启； 4、缸体及管道疏水阀自动打开。 5、运行中的小机跳闸。