极品飞车17修改器下载:汽机运行专业高级工考试题电子版[468]

1、单元制主蒸汽系统有何优缺点？适用何种形式的电厂？

答：主蒸汽单元制系统的优点是系统简单、机炉集中控制，管道短、附件少、投资少、管道的压力损失小、检修工作量小、系统本身发生事故的可能性小。缺点是相邻单元之间不能切换运行，单元中任何一个主要设备发生故障，整个单元都要被迫停止运行，运行灵活性差。该系统应用于高参数大容量的凝汽式电厂及蒸汽中间再热的超高参数电厂。

2、按汽缸温度状态怎样划分汽轮机启动方式？

答：各厂家机组划分方式并不相同。一般汽轮机启动前，以上汽缸调节级内壁温度150℃为界，小于150℃为冷态启动，大于150℃为热态启动。有些机组把热态启动又分为温态、热态和极热态启动。这样做只是为了对启动温度提出不同要求和对升速时间及带负荷速度作出规定。规定150-350℃为温态，350-450℃为热态，450℃以上为极热态。

3、表面式加热器的疏水方式有哪几种？发电厂中通常是如何选择的？

答：原则上有疏水逐级自流和疏水泵两种方式。实际上采用的往往是两种方式的综合应用。即高压加热器的疏水采用逐级自流方式，最后流入除氧器，低压加热器的疏水一般也是逐级自流，但有时也将一号和二号低压加热器的疏水用疏水泵打入该级加热器出口的主凝结水管中，避免了疏水流入凝汽器中热损失。

4、解释汽轮机的汽耗特性及热耗特性？

答：汽耗特性是指汽轮发电机组汽耗量与电负荷之间的关系。汽轮发电机组的汽耗特性可以通过汽轮机变工况计算或在机组热力试验的基础上求得。凝汽式汽轮机组的汽耗特性随其调节方式不同而异。热耗特性是指汽轮发电机组的热耗量与负荷之间的关系。热耗特性可由汽耗特性和给水温度随负荷而变化的关系求得。

5、热力系统节能潜力分析包括哪两个方面的内容？

答：1）热力系统结构和设备上的节能潜力分析。它通过热力系统优化来完善系统和设备，达到节能目的。

2）热力系统运行管理上的节能潜力分析。它包括运行参数偏离设计值，运行系统倒换不当，以及设备缺陷等引起的各种功能亏损。热力系统运行管理上的节能潜力，是通过加强维护、管理、消除设备缺陷，正确倒换运行系统等手段获得。

6、国产再热机组的旁路系统有哪几种形式？

答：1）两级串联旁路系统（实际上是两级旁路三级减压减温）：应用在国产125MW和200MW机组上。

2）一级大旁路系统：由锅炉来的新蒸汽，通过汽轮机，经一级大旁路减压减温后排入凝汽器。一级大旁路应用在再热器不需要保护的机组上。

3）三级旁路系统：由两级串联旁路系统和一级大旁路系统合并组成。

4）三用阀旁路系统：是一种由高、低压旁路组成的两级串联旁路系统。它的容量一般为100%，由于一个系统具有“启动、溢流、安全”三种功能，故被称为三用阀旁路系统。

7、当电动机着火时应如何扑救？

答：应立即切断电源，使用干式灭火器、二氧化碳或1211等灭火器进行扑救。不允许使用泡沫灭火器、砂子和水扑救。

8、发电厂应杜绝哪五种重大事故？

答：1）人身死亡事故2）全厂停电事故3）主要设备损坏事故4）火灾事故5）严重误操作事故。

9、电力工业技术管理的任务是什么？

答：1）保证全面完成和超额完成国家和生产和基建计划。2）保证电力系统安全经济运行和人身安全。3）保证所供电（热）能符合质量标准，频率、电压（汽、水的温度、压力）的偏移在规定范围以内。4）合理使用燃料和水资源，不断节约能源，降低成本和提高劳动生产率。5）水力发电厂应统筹兼顾防洪、灌溉、航运、渔业、供水等的综合利用。6）满足国家对环境保护的要求。

10、中间再热机组有何优缺点？

答：优点：1）提高了机组效率，如果单纯提高汽轮机进汽压力和温度来提高机组效率是不现实的，因为目前金属温度允许极限已经提高到560℃。若该温度进一步提高，则材料的价格却昂贵得多。不仅温度的升高是有限期的，而且压力的升高也受到材料的限制。大容量机组均采用中间再热方式，高压缸排汽在进中压缸之前须回到锅炉中再热。再热蒸汽温度与主蒸汽温度相等，均为540℃。一次中间再热至少能提高机组效率5%以上。2)提高了乏汽的干度,低压缸中末级的蒸汽湿度相应减少至允许数值内。否则，若蒸汽中出现微小水滴，会造成末几级叶片的损坏，威胁安全运行。3）采用中间再热后，可降低汽耗率，同样发电出力下的蒸汽流量相应减少，因此末几级叶片的高度在结构设计时可相应减少，节约叶片金属材料。

缺点：1）投资费用增大，因为管道阀门及换热面积增多。2）运行管理较复杂，在正常运行加、减负荷时，应注意到中压缸进汽量的变化是存在明显滞后特性的。在甩负荷时，即使主汽门或调门关闭，但是还有可能因中调门没有关严而严重超速，这时因再热系统中的余汽引起的。3）机组的调速保安系统复杂化。4）加装旁听路系统，便于机组启停时再热器中通有一定蒸汽流量以免干烧，并且利于机组事故处理。

11、汽轮机启动时为何排汽缸温度升高？

答：汽轮机在启动过程中，调门开启、全周进汽，操作启动阀逐步增加主汽门预启阀的开度，经过冲转、升速、历时约1.5h中速暖机（转速1200r/min）升速至2800r/min、阀切换等阶段后，逐步操作同步器来增加调门开度，进行全速并网、升负荷。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。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。汽轮机启动时间过长，也可能使排汽缸温度过高。我们应当按照规程要求，根据程序卡来完成启动过程，那么排汽缸的温度升高将在限额内。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℃。

12、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力的变化对汽轮机运行有何影响？

答：主蒸汽温度不变，主蒸汽压力升高对汽轮机的影响：1）整机的焓降增大，运行的经济性提高。但当主汽压力超过限额时，会威胁机组的安全。2）调节级叶片过负荷。3）机组末几级的蒸汽湿度增大。4）引起主蒸汽管道、主汽门及调速汽门、汽缸、法兰等变压部件的内应力增加，寿命减少，以致损坏。

主蒸汽温度不变，主蒸汽压力降低对汽轮机影响：

1）汽轮机可用焓降减少，耗汽量增加，经济性降低，出力不足。2）对于用抽汽供给的给水泵的小汽轮机和除氧器，因主汽压力过低也就引起抽汽压力相应降低，使小汽轮机和除氧器无法正常运行。

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13、汽轮机有哪些主要的级内损失，损失的原因是什么？

答：汽轮机级内主要有喷嘴损失、动叶损失、余速损失、叶高损失、扇形损失、部分进汽损失、摩擦鼓风损失、漏汽损失、湿汽损失。1）喷嘴损失和动叶损失是由蒸汽流过喷嘴和动叶时汽流之间的相互摩擦及汽流与叶片表面之间的摩擦形成的。2）余速损失是指蒸汽在离开动叶时仍具有一定的速度，这部分速度能量在本级未被利用，所以是本级的损失。但是当汽流流入下一级的时候，汽流动能可以部分地被下一级所利用。3）叶高损失是指汽流在喷嘴和动叶栅的根部和顶部形成涡流所造成的损失。4）扇形损失是指由于叶片沿轮缘成环形布置，使流道截面成扇形，因而，沿叶高方向各处的节距、圆周速度、进汽角是变化的，这样会引起汽流撞击叶片产生能量损失，汽流还将产生半径方向的流动，消耗汽流能量。5）部分进汽损失是由于动叶经过不安装喷嘴的弧段时发生“鼓风”损失，以及动叶由非工作弧段进入喷嘴的工作弧段时发生斥气损失。6）摩擦鼓风损失是指高速转动的叶轮与其周围的蒸汽相互摩擦并带动这些蒸汽旋转，要消耗一部分叶轮的有用功，隔板与喷嘴间的汽流在离心力作用下形成涡流也要消耗叶轮的有用功。7）漏汽损失是指在汽轮机内由于存在压差，一部分蒸汽会不经过喷嘴和动叶的流道，而经过各种动静间隙漏走，不参与主流做功，从而形成损失。8）湿汽损失是指在汽轮机的低压区蒸汽处于湿蒸汽状态，湿汽中的水不仅能膨胀加速做功，还要消耗汽流动能，还要对叶片的运动产生制动作用消耗有用功，并且冲蚀叶片。

14、什么是胀差？胀差变化与哪些因素有关？

答：（一）汽轮机转子与汽缸的相对膨胀，称为胀差。习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时的胀差值为正胀差，汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值为负胀差。根据汽缸分类又可分为高差、中差、低I差、低II差。胀差数值是很重要的运行参数，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣。

（二）使胀差向正值增大的主要因素简述如下：1）启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。2）汽缸夹层、法兰加热装置的加热汽温太低或流量较低，引起汽加热的作用较弱。3）滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩。4）轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。5）机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。6）推力轴承磨损，轴向位移增大。7）汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落，在严禁季节里，汽机房室温太低或有穿堂冷风。8）双层缸的夹层中流入冷汽（或冷水）。9）胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。10）多转子机组，相邻转子胀差变化带来的互相影响。11）真空变化的影响。12）转速变化的影响。13）各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高差很明显。14）轴承油温太高。15）机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。

（三）使胀差向负值增大的主要原因：1）负荷迅速下降或突然甩负荷。2）主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。3）水冲击。4）汽缸夹、法兰加热装置加热过度。5）轴封汽温度太低。6）轴向位移变化。7）轴承油温太低。8）启动进转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。9）汽缸夹层中流入高温蒸汽，可能来自汽加热装置，也可能来自进汽套管的漏汽或者轴封漏汽。启动时，一般应用加热装置来控制汽缸的膨胀量，而转子主要依靠汽轮机的进汽温度和流量以及轴封汽的汽温和流量来控制转子的膨胀量。启动时胀差一般向正方向发展。汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向负方向发展，特别是滑参数停机时尤其严重，必须采用汽加热装置向汽缸夹层和法兰通以冷却蒸汽，以免胀差保护动作。汽轮机转子停止转动后，负胀差可能会更加发展，为此应当维持一定温度的轴封蒸汽，以免造成恶果。

15、简述燃气轮机联合循环发电过程。

答：燃气轮机发电机的主机由压气机、燃烧室和燃气透平组成。压气机从大气中吸入新鲜空气并压缩至一定压力，其中一部分送入燃烧室燃烧，燃烧生成的高温烟气同压气机出口未经燃烧的另外一部分与空气混合后降温到1000℃左右送入燃气透平膨胀做功。燃气透平的排气仍有500℃以上的高温。将其送入余热锅炉加热蒸汽，可带动蒸汽轮机发电。

16、电动机两相运行的象征及危害怎样？

答：在正常运行时，电动机处于三相运行状态，当三相中有一相熔断器熔断或电源线内部断线时，电动机就处于两相运行状态，仍在旋转。两相运行的象征：1）电动机声音异常，发出较响的“嗡嗡声”。2）断相的那只电流表指针降至“0”，另外两相的电流升高。3）转速明显有所降低，辅机出力明显降低。4）电动机温度升高。5）振动加剧。6）若辅机是泵，则出口压力晃动或下降。危害：1）电动机绕组可能烧坏。2）辅机正常运行变为不可能，将严重影响系统的正常运行。

1、汽轮机启动前主蒸汽管道、再热蒸汽管道的暖管控制温升率为多少？

答：暖管时要控制蒸汽温升速度，温升速度过慢将拖长启动时间，温升速度过快会使热应力增大，造成强烈的水击，使管道振动以至损坏管道和设备。所以，一定要根据制造厂规定，控制温升率。如国产200MW机组主蒸汽和再热蒸汽管道的蒸汽温升率为5-6℃/min，主汽门和调速汽门的蒸汽温升率为4-6℃/min。

2、怎样做真空严密性试验？应注意哪些问题？

答：1）汽轮机带额定负荷的80%，运行工况稳定，保持抽汽器或真空泵的正常工作。记录试验前的负荷、真空、排汽温度。2）关闭抽气器或真空泵的空气门。3）空气门关闭后，每分钟记录一次凝汽器真空及排汽温度，8min后开启空气门，取后5min的平均值作为测试结果。4）真空下降率小于0.4kpa/min为合格，如超过应查找原因，设法消除。在试验中，当真空低于87KPa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。

3、如何做危急保安器充油试验？

答：1）每运行两个月危急保安器应进行充油活动校验；2）校验时必须汇报值长同意后进行（一般在中班系统负荷低谷时进行）3）揿下切换油门销钉，将切换油门手轮转至被校验危急保安器位置。4）将被校验危急保安器喷油阀向外拉足，向油囊充油，当被校验危急保安器动作显示牌出现时放手。5）然后将喷油阀向里推足，当被校验危急保安器动作显示牌复位时松手；6）确定被校验的危急保安器动作显示牌复位时，揿一切换油门销钉，将切换油门手轮转至“正常”位置；7）用同样方法校验另一只危急保安器。

4、如何做危急保安器超速试验？

答：（1）1）汽轮机新安装后及机组大小修后2）危急保安器检修后3）机组停用一个月后再启动时4）每运行两个月后不能进行充油活动校验时。（2）校验时应用两种不同的转速表（3）超速试验一般应在机组启动时并手动脱扣良好，高压内缸温度200℃以上时进行。在其他特殊情况下进行超速试验应制定特殊措施，并经总工程师批准后才可进行。（4）揿下试验油门销钉，将试验油门手轮转至动作低的危急保安器。（5）用同步器手轮向增荷方向转动，使转速均匀上升，当“遮断”字样出现时，该转速既是试验油门所指的低转速危急保安器动作转速。这时可继续升速至另一只危急保安器动作使主汽门关闭时止（如果超过3360r/min不动作，应立即手动脱扣，停止校验）。（6）超速脱扣后拍脱扣器，启动调速油泵，将辅同步器及试验油门恢复到启动正常位置，当转速下降到3000r/min，停用调速油泵。（7）记录脱扣转速是否在3300r/min-3360r/min范围内。

5、防止轴瓦损坏的主要技术措施是什么？

答：1）油系统各截门应有标示牌，油系统切换工作按规程进行。2）润滑油系统截门采用明杆门或有标尺。3）高低压供油设备定期试验，润滑油应以汽轮机中心线距冷油器最远的轴瓦为准。直流油泵熔断器宜选较高的等级。4）汽轮机达到额定转速后，停高压油泵，应慢关出口油门，注意油压变化。5）加强对轴瓦的运行监督，轴承应装有防止轴电流的装置，油温测点，轴瓦钨金温度测点应齐全可靠，6）油箱油位应符合规定。7）润滑油压应符合设定值。8）停机前应试验润滑油泵正常后方可停机。9）严格控制油温。10）发现下列情况应立即打闸停机：A任一瓦回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃。B主轴瓦钨金温度超过85℃。C回油温度升高且轴承冒烟D润滑油泵启动后，油压低于运行规定允许值。

6、如何做自动主汽门严密性试验？

答：1）按正常温态启动操作将汽轮机启动到3000r/min。2）联系锅炉且用蒸汽旁路调整主汽压力至7MPa，再热汽压0.7MPa，主蒸汽、再热蒸汽温度尽量控制在比汽缸金属温度高100℃之内范围，在调节主、再汽压力过程中，注意调速系统及汽轮机转速的变化是否正常。3）将机跳炉保护解列，检查调速油泵运行正常。4）通知汽轮机检修人员关闭启动阀二次油疏油门。5）关小启动阀至“0”位置，检查主汽门关闭，调速汽门开启正常。汽轮机转速应正常下降。6）按要求记录汽轮机转速下降阶段中的各有关数值。7）在遇下列情况时，试验可停止进行：A汽轮机转速持续停留在某一转速达2min时。B汽轮机转速下降至500r/min以下时。8）试验结束按下列一般要求进行汽轮机的启动工作：A关小一级旁路，开大二级旁路使再热汽压下降0.3MPa。B通知检修人员逐渐开启启动阀二次油疏油门,检查调速汽门逐渐关闭正常。C用启动阀及主同步器，开启自动主汽门及调速汽门，向汽轮机送汽使汽轮机转速升高至3000r/min。9）全面检查汽轮发电机组的运行情况，若情况正常，可进行调速汽门的严密性试验。

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7、凝汽器停机后加水查漏如何进行（上水检漏）？

答：凝汽器铜管查漏（低水位查漏）：1）确定凝汽器循环水进水门关闭，切换手轮放至手动位置，水已放尽，汽侧和水侧人孔门已打开，高中压汽缸金属温度均在300℃以下。2）凝汽器弹簧用支撑撑好3）加软水至铜管全部浸没为止4）查漏结束，放去存水。由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭汽侧和水侧人孔门，放水门。5）将凝汽器支撑弹簧拆除。6）全面检查，将设备放至备用位置。

凝汽器汽侧漏空气查漏（高水位查漏）：1）凝汽器汽侧漏空气查漏工作的水位的监视应由班长指定专人监视，在进水未完毕前不得离开。2）高中压汽缸金属温度均在200℃以下方可进行加水，并注意上下缸温差。3）确定凝汽器循环水进水门关闭，切换手轮放至手动位置，水已放尽，汽侧和水侧人孔门已打开。4）凝汽器弹簧用支撑撑好。5）加软水至汽侧人孔门溢水后，开启汽侧监视孔门及顶部空气门，关闭汽侧人孔门，加软水至汽侧监视孔门溢水止。6）查漏结束后，放去存水，由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭汽侧监视孔门及顶部空气门，关闭水侧人孔门放水门。7）将凝汽器支撑弹簧拆除，全面检查将设备放至备用位置。

8、凝汽器不停机查漏如何进行？

答：1）与值长联系将机组负荷减至额定负荷70%左右（凝结水硬度过大时，负荷还需适当降低，并投入二组射水抽气器）。2）将不查漏的一侧凝汽器循环水进水门适当开大。3）关闭查漏一侧的凝汽器至抽气器空气门。4）关闭查漏一侧的凝汽器循环水进水门及连通门，调整循环水空气门，循门关闭后，必须将切换手柄放至手动位置。5）检查机组运行正常后，开启停用一侧凝汽器放水门。6）凝汽器真空不得低于85Kpa，排汽温度不应超过70℃。7）开启停用一侧凝汽器人孔门，进入查漏。8）查漏完毕后，由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭凝汽器人孔门及放水门。9）开启停用一侧凝汽器循环水进水门，调整循环水空气门、循环水连通门，将另侧循环水进水门调正，10）将停用一侧凝汽器至抽汽器空气门开启。11）用同样方法对另侧凝汽器查漏。

9、安全门升压试验方法是如何？

答：1）校验时应有汽轮机检修配合。2）确定压力表准确、安全门之隔离门开启。3）安全门升压校验前先手动校验正常。4）逐渐开启容器进汽门，待容器安全门在规定值动作时关闭（如不在规定值动作，应由检修调正）。5）校验时的压力不得超过容器安全门动作值。6）检验不合格不得投入运行。

10、汽轮机启动、停机时为什么要规定蒸汽的过热度？

答：如果蒸汽的过热度低，在启动过程中，由前几级温度降低过大，后几级温度有可能低到此级压力的饱和温度，变为温蒸汽，蒸汽带水对叶片的危害极大，所以在启动、停机过程中蒸汽的过热度要控制在50-100℃较为安全。

11、热态启动时，为什么要求新蒸汽温度高于汽缸温度50-80℃？

答：可以保证经调节汽门节流，导汽管散热、调节级喷嘴膨胀后，蒸汽温度仍不低于汽缸的金属温度。因为机组的启动过程是一个加热过程，不允许汽缸金属温度下降。如在热态启动中新蒸汽温度太低，会使汽缸、法兰金属产生过大的应力，并使转子由于突然受冷却而产生急剧收缩，高压差胀出现负值，使通流部分轴向动静间隙消失而产生摩擦，造成设备损坏。

12、主机油箱油位变化一般由哪些原因造成？

答：升高的原因：1）均压箱压力过高或端部轴封汽量过大。2）轴加抽气器工作失常，使轴封出汽不畅而油中带水。3）冷油器铜管漏，并且水压大于油压。4）油位计卡死，出现假油位。5）启动时高压油泵和润滑油泵的轴冷水漏入油中。6）当冷油器出口油温升高、粘度小，油位也会有所提高。7）净油器过滤油泵到油位低限不能自停，继续打入油箱。降低的原因：1）油箱事故放油门及油系统其他部套泄漏或误开。2）净油器的自动抽水器跑油。3）净油器过滤油泵到油位高限不能自启动将油打入主油箱。4）在油压大于水压，冷油器铜管漏。5）冷油器出口油温低，油位也有所降低。6）轴承油挡漏油。7）油箱刚放过水。8）油位计卡涩。

13、汽轮机入口主蒸汽温度下降（过热度下降），如何处理？

答：1）主蒸汽温度下降，将使汽轮机做功的焓降减少，故要保持原有出力，则蒸汽流量必须增加，因此汽轮机的汽耗增加，即经济性下降。每降低10℃，汽耗子率将增加1.3~1.5%。2）主蒸汽温度急剧下降，使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加，加剧了末几级叶片的汽蚀，缩短了叶片使用寿命。3）主蒸汽温度急剧下降，会引起汽轮机各金属部件温差增大，热应力和热变形也随着增加，且胀差会向负值变化，因此机组振动加剧，严重时会发生动、静摩擦。4）主蒸汽温度急剧下降，往往是发生水冲击事故的预兆，会引起转子轴向推力的增加，一旦导致水冲击，则机组就要受到损害。若汽温骤降，使主蒸汽带水，引起水冲击，后果极其严重。5）主蒸汽或再热蒸汽温降至520℃以下，联系司炉处理，并限额运行。自额定负荷起，从520℃下降至510℃，降荷10MW；从510℃下降至500℃，降荷10MW；从500℃起，每下降1℃，降荷10MW，汽温降至465℃或1min内骤降汽温50℃时，进行停机处理。

14、运行中如何对监视段压力进行分析？

答：在安装或大修后，应在正常运行工况下对汽轮机通流部分进行实测，求得机组负荷、主蒸汽流量与监视段压力之间的关系，经作为平时运行监督的标准。除了汽轮机最后一、二级外，调节级压力和各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比变化。根据这个关系，在运行中通过监视调节级压力和各段抽汽压力，有效地监督通流部分工作是否正常。在同一负荷（主蒸汽流量下），监视段压力增高，则说明该监视段后通流面积减少，或者高压加热器停运、抽汽减少。多数情况是因叶片结垢而引起通流面积减少，有时也可能因叶片断裂、机械杂物堵塞造成监视段压力升高。如果调节级和高压缸一段、二段抽汽压力同时升高，则可能是中压调门开度受阻或者中压缸某级抽汽停运。监视段压力不但要看其绝对值增高是否超过规定值，还要监视各段之间压差是否超过规定值。若某个级段的压差过大，则可能导致叶片等设备损坏事故。

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15、高压加热器水侧投用前为什么要注水？如何判断其是否正常？

答：1）防止给水瞬时压去和断流，在高压加热器投用前，高压加热器内部是空的，如果不预先注水充压，则高压加热器水侧的空气就未赶走。在正常投运后，因高压加热器水侧残留空气，则可能造成给水母管压力瞬间下降，引起锅炉断水保护动作，造成停炉事故。2）高压加热器投用前水侧注水，可判断高压加热器钢管是否泄漏。当高压加热器投用前，高压加热器进、出口门均关闭，开启高压加热器注水门1、注水门2，高压加热器水侧进水。待水侧空气放净后，关闭空气门和注水门，待10min后，若高压加热器水侧压力无下降则属正常，当发现高压加热器汽侧水位上升时应停止注水，立即汇报机组长处理，防止因抽汽逆止门不严密而使水从高压加热器汽侧倒入汽轮机汽缸。3）高压加热器投用前水侧注水，若高压加热器钢管无泄漏，则进一步对高压加热器加压，压力相当于正常的给水压力，若高压加热器水侧压力表指示下降快，说明系统内有大漏，若压力下降缓慢，则说明有泄漏，应检查高压加热器钢管及各有关阀门是否泄漏。在高压加热器水侧投用前的注水过程前，应把高压加热器保护开关放在“手动”位置，即保护退出。

16、防止低温脆性破裂事故，应在运行维护方面做哪些措施？

答：1）尽量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。2）机组启动时应按照规定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，注意金属升温率和温差。3）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。4）应当在40-50MW低负荷暖机3-4h后才可做超速试验。通常，转子中心孔处的强度是能够满足要求的，但是在超速试验时，危急保安器动作转速是额定转速的1.1~1.12倍，这时中心孔处的离心拉应力为1.21~1.25倍。在中压第一级叶轮中心孔处的离心拉应力将由100.74MPa增加到121.91~126.32MPa ；在中压末级叶轮中心孔处的离心拉应力将由176.4MPa增加到213.44~221.28MPa。若以 2.5℃/分的温升率加热转子，则中压第一级内孔处的热拉应力为132.3MPa，合成拉应力可达254.8~258.72MPa。在中压末级内孔处的合成拉应力也超过245MPa。须知30Cr2Mor全金钢的屈服极限仅为441MPa，换言之，安全系数不到2倍了，为了降低合成拉应力，必须降低热应力，出路就是长时间暖机消除或降低中压转子内外温差。然后才能做超速试验。5）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。6）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，尤其采用滑参数停车，是有利于减少热应力的危害性。7）加强寿命管理，降低寿命损耗率。

17、甩负荷试验一般应符合哪些规定？

答：1）试验时，汽轮机的蒸汽参数、真空值为额定值，频率不高于50.5HZ，回热系统应正常投入；2）根据情况决定甩负荷的次数和等级，一般甩半负荷和额定负荷各一次；3）甩负荷后，调节系统动作尚未终止前，不应操作同步器降低转速，如转速升高到危急保安器动作转速，而危急保安器尚未动作，应手动危急保安器停机。4）将抽汽作为除氧器或汽动给水泵汽源的机组，应注意甩负荷时备用汽动给水泵能自动投入。5）甩负荷过程中，对有关数据要有专人记录。

18、汽轮机热力试验大致包括哪些内容？试验前应做哪些工作？

答：汽机热力试验主要包括：1）试验项目和试验目的；2）试验时的热力系统和运行方式3）测点布置、测量方法和所用的测试设备。4）试验负荷点的选择和保持负荷稳定的措施。5）试验时要求设备具有的条件，达到这些条件需要采取的措施。6）根据试验要求，确定计算方法。7）试验中的组织与分工。

试验前应做如下工作：1）全面了解熟悉主、辅设备和热力系统。2）对机组热力系统全面检查，消除各种泄漏和设备缺陷。3）安装好试验所需的测点和仪表并校验。4）拟订试验大纲。

19、如何对真空系统进行灌水试验？

答：汽轮机大小修后，必须对凝汽器的汽侧、低压缸的排汽部分以及空负荷运行处于真空状态的辅助设备及管道做灌水试验，检查严密性。灌水高度一般应在汽封洼窝处，水质为化学车间来的软化水，检查时可采用加压法。检修人员将汽轮机端部轴封封住，低压缸大气排出门门盖固定好后便可开始加压，压力一般不超过50KPa，灌水后运行人员配合检修人员共同检查所有处于真空状态下的管道、阀门、法兰结合面、焊缝、堵头、凝汽器冷却水管胀口等处，是否有泄漏。凡有不严之处，应采取措施解决。

20、汽轮机大修后，带负荷试验有哪些项目？

答：带负荷试验的目的是进一步检查调节系统的工作特性及其稳定性，以及真空系统的严密性。在带负荷试运行过程中，应做下列试验：超速试验、真空严密性试验、调节系统带负荷试验，必要时还可以进行甩负荷试验。要进行以上试验必须要在空负荷试运行正常，调节系统空负荷试验合格，各项保护及连锁装置动作正常，发电机空载试验完毕及投氢气工作完成后方可进行。

21、机组大修后电动门校验的主要内容有哪些？

答：1）电动阀门手动全开到全关的总行程圈数。2）电动时，全行程的圈数与时间。3）开启方向的空圈数和关闭方向预留的空圈数。4）阀杆旋转方向和信号指示方向正确。5）阀门保护动作良好，电机温升正常。

22、汽轮机热力试验对回热系统有哪些要求？热力特性试验一般装设哪些测点？

答：要求：1）加热器的管束清洁，管束本身或管板胀口处应没有泄露。2）抽汽管道上的截门严密。3）加热器的旁路门严密。4）疏水器能保持正常疏水水位。

测点：1）主汽门前主蒸汽压力、温度。2）主蒸汽、凝结水和给水的流量。3）各调速汽门后压力。4）调节级后的压力和温度。5）各抽汽室压力和温度。6）各加热器进口、出口给水温度。7）各加热器的进汽压力和温度。8）各段轴封漏汽压力和温度。9）各加热器的疏水温度。10）排汽压力。11）热段再热蒸汽压力和温度。12）冷段再热蒸汽压力和温度。13）再热器减温水流量、补充水流量、门杆漏汽流量。

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1、自动主汽门、调速汽门严密性试验具体要求和方法？

答：要求：1）自动主汽门、调速汽门严密性试验，要在汽轮机空负荷运行且主蒸汽参数及真空正常情况下进行；2）减负荷速度，每分钟不得超过2MW；3）要求司炉严格控制好主蒸汽温度，当主蒸汽温度偏低时，炉开启过热器疏水，当主蒸汽温度直线下降50℃，停止试验，故障停机；4）要求司炉严密监视各参数变化，超过规定值按规程执行；5）负荷减到零时，电度表停止转动或反指，发电机解列；6）试验前投入高、低压油泵，全开φ76疏水门；7）试验分工明确，各专业之间配合好；8）按记录表纸要求，做好惰走记录与正常惰走曲线比较。

方法：1）自动主汽门严密性试验：用自动主汽门错油门小手轮关闭自动主汽门；2）记录汽轮机转速下降到1000r/min时的惰走时间；3）全关调速汽门、开启自动主汽门，恢复额定转速。

1）调速汽门严密性试验：用同步器全关调速汽门，汽轮机转速应降到1000r/min为止，记录惰走时间；2）用同步器开启调速汽门，升到额定转速；3）按生产部统筹，发电机并列或停机

2、汽轮机水冲击的主要象征和处理方法？

答：象征：1）新蒸汽温度急剧下降；2）从汽管法兰、主汽门法兰、调速汽门法兰、轴封、汽缸结合面处冒出白色的湿蒸汽或溅出水点；3）清楚的听到汽管内有水击声；4）推力可能增加，推力瓦片温度升高，机组振动及噪音增大，以上象征不一定同时出现；

方法：1）发现有水冲击的象征时，必须破坏真空紧急停机，处理时必须迅速果断，否则将造成设备严重损坏；2）因水击而停机时，应准确的记录惰走时间及惰走时的真空。在惰走时倾听内部声音，检查各轴承温度、振动、串轴、膨胀、差胀等；3）因水击打闸停机后惰走时间正常，也没有听出摩擦声音及其它情况，经过充分疏水后可以启动汽轮机。但在升速时应特别小心倾听内部声音，如果启动正常，可并列汽轮发电机。接带负荷时，应注意轴向位移、推力瓦片温度、胀差等，如发现有异常情况或摩擦时，应停止启动，停机检查；4）水击后，推力瓦温升高，推力增大，串轴保护动作或惰走时间显著缩短，不准再次启动，必须检查推力瓦，根据推力瓦的情况决定是否揭缸重新启动汽轮机；

3、危急保安器的超速试验步骤？

答：1）确证汽轮机各部运行正常，操作人员有明确的分工，由一人统一指挥；2）大修后的汽轮机，危急保安器每个棒超速动作试验应分别进行两次，两次动作转速差不应超过20r/min；3）在超速试验时，主蒸汽压力不低于1.5MPa，并通知锅炉司炉；4）在超速试验时，低压油泵陪伴运行，高压油泵做备用，并断开电超速保护开关；5）揭开危急保安器前盖，拨下#2棒的插销（位置在下方）试验#1棒；6）用同步器缓慢的增加汽轮机转速，转速升到3270~3300 r/min应动作，当危急保安器不动作时，应立即手打危急保安器停机，必要时关闭电动主闸门。记录危急保安器动作转速、调速油压、高压伺他对机及同步器行程；7）危急保安器动作后，迅速退回同步器及自动主汽门错油门手轮，消除音响，复归信号，挂上危急保安器，开启自动主汽门及调速汽门，重新定速；8）如试验#2棒，应拨下#1棒的插销（位置在上方），不需要分别试验不拨插销；9）超速试验时，注意轴承油压，油温及振动情况。

4、汽轮机超速的象征？当转速升高到3300r/min危急保安器没动作如何处理？

答：象征：1）转速表或周波表指示升高2）汽轮机声音失常；3）机组振动增加；4）机组负荷突然到零；5）油压升高。

操作：1）立即手打危急保安器，破坏真空停机，投入低压交流油泵；2）检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门均应关闭；3）关闭二次抽汽门，将高压加热器疏水导入扩容器；4）完成停机的其它操作。