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汽轮机基础常识及常见问题
汽轮机基础常识及常见问题 汽轮机基础常识及常见问题凝汽式汽轮机的凝汽设备通常由表面式凝汽器,抽气设备,凝结水泵,循环水泵以 及这些部件之间的连接管道组成。 排气离开汽轮机后进入凝汽器,凝汽器内流入由循环水泵提供的冷却工质,将汽轮 机乏汽凝结为水.由于蒸汽凝结为水时,体积骤然缩小,从而在原来被蒸汽充满的 凝汽器封闭空间中形成真空.为保持所形成的真空,抽气器则不断的将漏入凝汽器 内的
空气抽出,以防不凝结气体在凝汽器内积聚,使凝汽器内压力升高.集中与凝 汽器底部的凝结水,则通过凝结水泵送往除氧器方向作为锅炉给水。 所以,凝汽设备的任务是： (1) 在汽轮机排汽口建立并维持高度真空； (2) 将汽轮机的排汽凝结成洁净的凝结水作为锅炉的给水循环使用。凝汽器低水位运行时，其优缺点应辩证的分析： 优点方面： 低水位运行有利于保证大型凝汽器内部的最末一级的回热加热器的回 热效果，并可以在防止凝汽器满水方面提供一定的运行裕量。 缺点方面：低水位运行时不能为凝结水泵提供足够的入口静压头，容易造成凝结 水泵汽化。另外低水位容易造成热井缺水事故。并且在汽轮机急变工况或主汽门 关闭跳机时， 不能保证凝结水泵有足够的流量为各回热加热器及除氧器或最终的 锅炉汽包维护水位，或是坚持足够时间。热水井的作用就是聚集凝结水，有利于凝结水泵的正常运行。热水井储存一定量 的凝结水，保证甩负荷时不使凝结水泵马上断水。热水井的容积一般要求相当于 满负荷时约 0.5-1min 内所聚集的凝结水流量。 一般热水井的水位应保持在水井的 1/3―2/3 之间，如果水位过高，淹没部分管 束，汽轮机排汽凝结的空间减小，换热空间减小，排汽温度升高，真空下降，机 组的经济性下降。 如果水位过低， 凝结水泵耗电较少， 但是容易使水泵产生汽缚， 对叶轮损坏严重，运行时使水泵产生一定的振动及出口压力摆动的现象。引起凝结器内真空下降的主要原因是： 1）冷却水温由于环境温度而升高，夏天较低，冬天较佳。 2）凝汽器冷却面积污脏，影响传热效果，引起真空下降。 3）冷却水供水中断或水量不足引起冷却水温升高，引起真空下降。 4）由于真空系统严密性不佳或轴封供汽中断，抽气器工作失常等原因，使漏气 量增加而影响排汽压力，降低真空。 5）凝汽量水位升高，使部分调管淹没而减少传热面积，进而影响真空。 6）凝汽器水位过高，超过空气管口。 7）增加负荷或停用抽汽改为纯凝运行。凝汽器水侧换热面上经长时间运行会造成污垢积聚，不但恶化了真空，降低 了汽轮机的经济性，而且能引起铜管的腐蚀、泄漏，威胁汽轮机的安全运行，所 以在力求防止凝汽器铜管结垢的同时，还要对形成的污垢定期进行清洗。凝汽器 冷却水管一般清洗方法有反冲洗法、机械清洗法、干洗、高压冲洗以及胶球清洗 法。目前应用最多的是胶求清洗法。极限真空是在最佳工况下，凝汽器所能达到的最大真空，单机组运行是不推 荐使用这个真空值得，如果有可能的话，一般最好在最有利真空下运行。 最有利真空，也叫经济真空，是指在增加循环水量所消耗的电能，与增加循环水 量提高真空后所多发的电能之差为最小时的真空。首先要降机组负荷，因为随着水位的升高，凝结器的冷却水管被淹没，冷却面积 减小，真空下降，随后水位升至凝结器的抽气口，造成凝结器的空气无法排除， 真空进一步下降。 至于除氧器水位倒是其次， 因为可以用水泵直接向除氧器补水。 然后迅速处理备用的凝结水泵，开大密封水，尽量恢复凝结水的正常运行，一般 随着水位升高，凝结水泵的入口压力上升，是可以使凝结水打水正常的，另外凝 结器的水是无法放出来的。如果不行就只有停机了。6.冷油器检修转运行过程?1)先把油侧进油门稍开,油侧放空门打开,待空气放完后关闭, 再把进油全开 2)水侧进水门稍开,水侧放空气门打开,待空气放完后关闭,再把进水门稍开 3) 把出水门全开,用进水门调整油温 4)全开出油门.在投冷油器时,必须先投油,以防铜管破裂水 漏入油中,影响油质. 21.部分厂用电中断处理 1)若备用设备自动技入成功,复置各开关,调整运行参数至正常 2)若备用设备未时入应手动启动.无备用设备可将已跳闸设备强制合闸一次,若手动启动仍无 效,减负荷或减负荷至零停机,同时应联系电气,尽快恢复厂用电,然后再进行启动 3)若厂用电 不能尽快恢复,超过 1min 后,解除跳闸泵联锁,复置停用开关, 注意机组情况,各监视参数达 停机极限值时,按相应规定进行处理 4)若需打闸停机,应启动直流润滑油泵及直流密封油. 22.调节系统卡涩,为防止甩负荷措施?1)加强滤油,油净化装置应正常技入 2)减负荷操作 应由汽轮机运行人员在就地进行 3) 每次减负荷到要求数值时,再将同步器向增负荷方向倒 回接近该负荷下应有的同步器位置附近 4)请求调度将负荷大幅度交替增减若干次,以活动调 节部套 5)必要时可将调节汽门全开,改为变压运行方式,并应定期活动调节汽门. 23.调速油压和润滑油压决定?汽轮机的调节系统是用油压来传递信号及推动各错油门、 油动机,开关调节汽门和主汽门.它应当保证调节迅速、 灵敏,因此要保证一定的调速油压.一般 来说,油压高能使动作灵活,伺服电动机和错油门结构尺寸缩小,但油压过高,易漏油着火. 汽轮机的润滑油是用来润滑轴承,冷却轴瓦及各滑动部分.根据转子的重量、转速、轴瓦的构 造及润滑油的粘度等,在设计时采用一定的润滑油压,以保证在运行中轴瓦能形成良好的油膜, 并有足够的油量冷却.若油压过高,可能造成油档漏油,轴承振动;油压过低会使油膜建立不良, 易发生断油而损坏轴瓦. 24.启前盘车预暖机好处?盘车预热暖机就是冷态启动前盘车状态下通人蒸汽,对转子、汽缸在冲转前就进行加热,使转子温度达到其材料脆性转变温度 150℃以上.好处:1)盘车状态 下用阀门控制少量蒸汽加热,蒸汽凝结放热时可避免金属温升率太大,高压缸加热至 150℃时 再冲转,减少了蒸汽与金属壁的温差,温升率容易控制,热应力较小 2)盘车状态加热到转子材 料脆性转变温度以上,使材料脆性断裂现象也得到缓和 3)可以缩短或取消低速暖机,经过盘车 预热后转子和汽缸温度都比较高.故根据具体情况可以缩短或取消低速暖机 4)盘车暖机可以 在锅炉点火前用辅助汽源进行,缩短了启动时间,降低了启动费用. 25.合理的启动方式?汽轮机的启动受热应力、 热变形和相对胀差以及振动等因素的限制. 所谓合理的启动方式就是寻求合理的加热方式,根据启动前机组的汽缸温度、设备状况,在启 动过程中能达到各部分加热均匀,热应力、热变形、相对胀差及振动均维持在较好水平.各项 指标不超过厂家规定,尽快把金属温度均匀升高到工作温度.在保证安全的情况下,还要尽快 地使机组带上额定负荷,减少启动消耗,增加机组的机动性,即为合理的启动方式. 26.1.个别轴承温度升高的原因:1)负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴承负荷重 2)进 油不畅或回油不畅 3)轴承内进入杂物、乌金脱壳 4)靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽大 5)轴承 中有气体存在、油流不畅 6)振动引起油膜破坏、润滑不良 2.轴承温度普遍升高:1) 由于某些 原因引起冷油器出油温度升高 2)油质恶化. 27. 1)高中压缸同时启动有如下优点:蒸汽同时进入高中压缸冲动转子,这种方法可使 高、 中压缸的级组分缸处加热均匀,减少热应力,并能缩短启动时间.缺点是汽缸转子膨胀情况 较复杂,胀温较难控儿 2)中压缸进汽启动有如下优点:冲转时高压缸不进汽,而是待转数升到 r/min 后才逐步向高压缸进汽,这种启动方式对控制胀差有利,可以不考虑高压缸胀 差问题,以达到安全启动的目的.但启动时间较长,转速也较难控制.采用中压缸进汽启动,高压 缸无蒸汽进入,鼓风作用产生的热量使高压缸内部温度升高,因此还需引进少量冷却蒸汽。 29.变压运行取得效益?(1)通常低负荷下定压运行,大型锅炉难以维持主蒸汽及再热蒸汽 温度不降低 ,而变压运行时,锅炉较易保持额定的主蒸汽和再热蒸汽温度.当变压运行主蒸汽 压力下降,温度保持一定时,虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低,但由于饱和蒸汽焓上升 较多,总焓明显升高,这一点是变压运行取得经济效益的重要原因.2)变压运行汽压降低,汽温 不变时,汽轮机各级容积流量、流速近似不变, 能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降 3)变 压运行,高压缸各级,包括高压缸排汽温度将有所升高,这就保证了再热蒸汽温度,有助于改善 热循环效率 4) 变压运行时,允许给水压力相应降低,在采用变速干、给水泵时可显著地减少 给水泵的用电.此外,给水泵降速运行,对减轻水流对设备的侵蚀,延长给水泵使用寿命有利. 30.蒸汽初压的改变对中再热效率及排汽干度影响?初压的变化使蒸汽在高压缸中的始 降随之变化 O 当初压升高时,始降增加.反之:焓降下降.而在排汽压力一定的情况下,中低压缸 蒸汽的始降以及排汽干度仅取决于再热蒸汽的压力和温度 O 当再热蒸汽的压力和温度不变 时,中低压缸的熔降将保持不变 O 由此可见,初压升高将使中可再热俑环效率提高 O 初压降 低将使效率降低.但是无论初压升高或降低,都不会使排汽干度发生变化. 32.暖机时间确定?暖机时间是由汽轮机的金属温度水平、温升率及汽缸膨胀值,胀差值 来确定的.暖机的目的是为了使汽轮机各部件的温度均匀上升温度,温度差减小,避免产生过 大的热应力.理想的办法是直接测出个关键部位的热应力,根据热应力控制启动速度.我国一 般通过试验,测定个部件温度、控制有关数据. 33.电液调节优点?1)增加了调节系统的精度,减少了迟缓率,在甩负荷时能够迅速地将功 率输出返零,改善了动态超速 2)实现转速全程调节,控制汽轮机平稳升速 3)可按选定的静态特 性参与电网一次调频,以满足机、炉、电网等多方面的要求 4)采用功率系统,具有抗内扰及改 善调频动态特性的作用,可提高机组对负荷的适应性 5)能方便地与机、炉、主控设备匹配,实 现机、电、炉自动控制. 34.排汽压力过高设备危害?1) 汽轮机可用晗降减小,出力降低 2)排汽缸及轴承等部件膨胀过度,引起汽轮机组中心改变,产生振动 3)排汽温度升高,引起凝汽器铜管的胀口松弛,影响 了凝汽器严密性,造成凝结水硬度增大 4)排汽的比体积减小流速降低,末级就产生脱流及旋涡. 同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力,频率低,振幅大,极易损坏叶片,造成事故. 35.主汽温不变,压力升和降对汽机影响?主蒸汽温度不变时,蒸汽压力升高,整个机组的 焓降就增大,汽轮机的经济性就高.但当主蒸压力超过规定变化范围的限度,将会直接威胁机 组的安全 1)词速级叶片过负荷 2)主蒸汽温度不变,压力升高时,机组末几级的蒸汽湿度增大 3) 高压部件会造成变形,缩短寿命.主蒸汽压力降低时,汽轮机可用焓降减小,汽耗量要增加,机组 的经济性降低,汽压降低过多则带不到满负荷. 36. 25 反措与汽机运行有关?(1)防止火灾事故 2)防止汽轮机大轴弯曲、 轴瓦烧损事故 3) 防止汽轮机超速和轴系断裂事故 4)防止发电机、厂用电动机损坏事故 5)防止人身伤亡事故 6)防止全厂停电事故. 38.防汽机严重超速?1)坚持机组按规定做超速试验及喷油试验 2)机组充油装置正常,动 作灵活元误每次停机前,在低负荷或解列后,用充油试验方法活动危急保安器 3)机组大修后, 或危急保安器解体检件后以及停机一个月后,应用提升转速的方法做超速试验 4)机组冷态启 动需要做危保安器超速试验时,应先并网,低负荷 20-30MW 暖机 2-3h,以提高转子温度 5)做危 急保安器超速试验时,力求升速平稳 7)应尽量避开极热态台启动 8)热工的超速保护信号每次 小修、大修后均要试验一次,确保热工起远保护信号的动作定值 10)每次开机或甩负荷后,应 观察目动主汽门和调节汽门严密程度,发现不严密,应消除缺陷后开机 11)蒸汽品质及汽轮机 油质应定期化验 12)合理调整每台机组的轴封供汽压力,防止油中进水,设备有缺陷造成油中 进水.应尽快消除 13)做超速试验时,调节汽门应平稳逐步开大转速相应逐步升高至危急保安 器动作转速,若调节汽门突然开至最大,应立即打闸停机,防止严重超速事故 14)做超速试验时, 应选择适当参数,压力、温度应控制在规定范围,投入旁路系统,待参数稳定后,方可做超速试 验. 37.热启防止转子弯曲特别注意? (1)热态启动时,负责启动的班组应了解上次停机的情 走情况,有无异常(2)一定要先送轴封汽后抽真空轴封汽用,备用汽源不得投入减温水,送轴封 汽前关闭汽封抽气门(3) 各管道、 联箱应更充分地暖管暖箱(4)严格要求冲转参数和旁路的开 度,主蒸汽温度一定要比高压内上缸温度高 50℃以上,并有 80-100 ℃的过热度冲转和带负荷 过程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视,汽温不得反复升降.5)加强振动的监视.热态启动过 程中,由于各部件温差的原因,容易发生振动,这时更应严格监视振动超过规定值应立即打闸 停机,测量转子晃动不大于原始值 0.02mm.(6)开机过程中,应加强各部分疏水.(7)应尽量避开 极热态启动(缸温 400℃以上).(8)热态启动前应对调节系统赶空气,因为调节系统内存在空气, 有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动,引起锅炉参数不稳定,造成蒸汽带水.(9)极热态 启动时最好不要做超速试验.(10)热态启动时,只要操作跟得上,就应尽快带负荷至汽缸温度相 对应的负荷水平. 48.大轴弯曲的原因?造成大轴弯曲的原因主要有:(1)动静部分摩擦,装配间隙不当,启动 时上下缸温差大,汽缸热变形,以及热态启动大轴存在热弯曲等.引起转子局部过热而弯曲.(2) 处于热状态的机组,汽缸进冷空气、 冷水,使转子上下部分出现过大温差,转子热应力超过材料 的屈服极限,造成大 轴弯曲,(3)转子原材料存在过大的内应力在高温下工作一段时间后内 应力逐渐释放而造成大轴弯曲.(4)套装转子上套装件偏斜、卡涩和产生相对位移.有时叶片断 落、转子产生过大的弯矩以及强烈振动也会使套装件和大轴产生相对位移.造成大轴弯曲.(5) 运行管理不严格.如不具备启动条件而启动出现振动及异常时处理不当,停机后汽缸进水等等, 造成大轴弯曲. 39.启动中防止转子弯曲?(1)重点检查以下阀门,使其处于正确位置 :①高压旁路减温水 隔离门、调整门应关闭严密.②所有汽轮机蒸汽本体疏水门应全部开启.③通向锅炉的减温水门,给水泵的中间抽头门应关闭严密,等锅炉需要后再开启④各水封袋注完水后应关闭注水门. 防止水从轴封加热器倒制汽封.(2)起动机组前一定要连续盘车 2h 以上,不得间断,并测量转子 湾区值不大于原始值(3)冲转过程中,应严格监视各轴承振动. (4)转速达 3000r/min 后应关小 电动主汽门后疏水门,防止疏水量太大影响本体疏水畅通 .(5)暖管冲转前应对主蒸汽管道、 再热蒸汽管道和各联箱充分暖管暖箱.(6)投蒸汽加热装置后要精心调整,各项温差规定应在 允许范围内(7)当锅炉燃绕不稳定时, 应严格监视主蒸汽、再热蒸汽温度的变化 ,10mm 内主 蒸汽或再热蒸汽温度上升或下降到℃,应打闸停机(8)开机过程中应加强各水箱、加热器水位 的监视,防止水或冷汽倒至汽缸(9)低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力不得超过规定值, 防止低压加热器钢管破裂 10)投高压加热器前一定要做好各项保护试验 ,使高压加热器保护 正常投入运行,否则不得投入高压加热器(11)热态启动不得使用减温水 41.防动静摩擦运行操作注意?除要采取防止动静摩擦的有关措施外,还应特别注意:(1) 每次启动前必须认真检查大轴的晃动度,确认大轴曲度在允许的范围以内才可进行启动.2)上 下汽缸温差一定要在规定的范围以内.上下汽缸温差过大,往往是造成大轴弯曲的初始原因(3) 机组热态启动时,状态变化比较复杂,运行人员应特别注意进汽温度、轴封供汽等问题的控制 与掌握,以往的大轴弯曲事故大多发生在热态启动过程中(4)加强对机组振动的监视.(5)在汽 轮机停机后,注意切断与公用系统相连的各种水源,严防汽缸进水. 42.叶片断落征象?(1)汽轮机内部或凝汽器内部产生突然的声响(2)机组振动,包括振幅 和相位均产生明显的变化,有时还会产生瞬间强烈的抖动. (3)当叶片损坏较多时,将使通流面 积改变,在同一个负荷下蒸汽流量,调速汽门开度、 监视段压力等都会发生变化,反动式机组尤 其表现突出(4)若有叶片落入凝汽器时,通常会将凝汽器铜管打坏,使循环水漏入凝结水中, 从 而表现为凝结水硬度和导电度突然增大很多,凝汽器水位增高,凝汽器水泵电机电流增大(5) 若抽汽口部位的叶片断落,则叶片可能进入抽汽管道,造成抽汽逆止门卡涩,或进入加热器使 加热器管子破坏,加热器水位升高(6)在停机惰走过程或盘车状态下听到金属摩擦声,惰走时 间减少(7)转子失落叶片后,其平衡情况及轴向推力要发生变化,有时会引起推力瓦温度和轴 承回油温度升高. 43.机组振动故障诊断步骤?(1)测定振动频率,确定振动性质.若振动频率与转子转速不 符合,说明发生了自激振动,进而可寻找具体的自激振动根源.若振动频率与转速相符,说明发 生了强迫振动(2)查明发生过大振动的轴承座,其稳定性是否良好,如不够良好应加固.如果轴 承座稳定性不是主要原因,则可认定振动过大是由于激振力过大所致(3)确定激振力的性质(4) 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,通常振动 最大表现处即为缺陷所在处.但有时,特别是多根转子(尤其柔性转子)连在一起的轴系,某个转 子轴承上缺陷造成的振动,能在其他转子轴承处造成更大的振动.这既有轴承刚度的问题,又 涉及多根轴连在一起的振型问题,具体分析时必须考虑这一因素. 44.&新能源? (1)核能.核能是目前比较理想的能源(2)太阳能.太阳能是一种取之不尽,用 之不竭且无污染的新能源(3)磁流体发电.磁流体发电是利用高温导电流体高速通过磁场,在 电磁感应的作用下将热能转换成电能(4)氢能.氢能是一种理想的代替石油的燃料(5)地热能(6) 海洋能. 45.汽机热冲击原因?(1)启动时,为了保持汽缸、转子等金属部件有一定的温升速度,要求 蒸汽温度高于金属温度,且两者应当匹配,相差太大就会对金属部件产生热冲击(2)极热态启 动造成的热冲击.汽轮机调速级处汽缸和转子的温度在 400-500℃时的启动称为极热态启动, 对于单元制大机组在极热态时不可能把蒸汽参数提到额定参数再冲动转子,往往是在蒸汽参 数较低情况下冲转.在这种情况下,蒸汽温度比金属温度低得多,因而在汽缸、 转子上产生较大 的热应力(3)甩负荷造成的热冲击.汽轮机在额定工况下运行时,如果负荷发生大幅度变化 (50%以上的额定负荷),则通过汽轮机的蒸汽温度将发生急剧变化,使汽缸、 转子产生很大的热应力. 46.启动最大热应力部位和时间?汽轮机汽缸和转子最大热应力所发生的时间应在非稳 定工况下金属内外壁温差最大时刻.在一定的蒸汽温升率下,汽轮机启动进入准稳态,转子表 面与中心孔、汽缸内外壁的温差接近该温升率下的最大值,故汽轮机启动进入准稳态时热应 力也达到最大值. 在启停和工况变化时,汽轮机中最大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.这些部位工作 温度高,启停和工况变化时温度变化大,引起的温差大,热应力亦大.此外,在部件结构有突变的 地方,如叶轮根部、轴肩处的过渡圆角及轴封槽处都有热应力集中现象,上述部位的热应力是 光滑表面的 2-4 倍. 47.禁止运行或启动汽轮机情况?(1)危急保安器动作不正常;自动主汽、调速汽门、抽汽 逆止门卡涩不能严密关,自动主汽门、调速汽门严密性试验不合格(2)调速系统不能维持汽轮 机空负荷(或机组甩负荷后不能维持转速在危急保安器动作转速之内)(3)汽轮机转子弯曲值 超过规定(4)高压汽缸调速级(中压缸进汽区)处上下缸温差大于 35-50℃(5)盘车时发现机组内 部有明显的摩擦声时(6)任何一台油泵或盘车失灵(7)油压不合格或油温低于规定值；油系统 充油后油箱油位低于规定值时(8)汽轮机各系统中有严重泄漏;保温设备不合格或不完整时(9) 保护装置(低油压、 低真空、 轴向位移保护等)失灵和主要电动门(如电动主汽门、 高加进汽门、 进水门等)失灵时.(10) 主要仪表失灵,包括转速表、挠度表、振动表、热膨胀表、胀差表、轴 向位移表、调速和润滑油压表、密封油表推力瓦块和密封瓦块温度表,氢油压差表、氢压表、 冷却水压力表、主蒸汽或再热汽压力表和温度表、汽缸金属温度、真空表等. 49.弹性变形?塑性变形?启动时如何控温差,减少汽缸变形?金属部件在受外力作用后, 无论外力多么小,部件均会产生内部应力而变形.当外力停止作用后,如果部件仍能恢复到原 来的几何形状和尺寸,则这种变形称为弹性变形. 当外力增大到一定程度时,外力停止作用后 金属部件不能恢复到原来的几何形状和尺寸,这种变形称为塑性变形. 对汽轮机来讲,各部件 是不允许产生塑性变形的.汽轮机启动时,应严格控制汽缸内外壁、上下汽缸、法兰内外壁和 法兰上下、左右等温差,保证温差在规定范围内,从而避免不应有的应力产生.具体温差应控制 在如下范围 :(1)高、 中压内、 外缸的法兰内外壁温差不大于 80 ℃;(2)高、 中压内外缸温差( 内 缸内壁与外缸内壁、内缸外壁与外缸外壁 ) 不大于 50-80℃;(3)高、中压内缸上下温差不大 于 50℃,外缸上下温差不大于 80 ℃;(4)螺栓与法兰中心温差不大于 30℃;(5)高、中压内外缸 法兰左右、上下温差不大于 30℃.机组在启动过程中,应严密监视金属各测点温度变化情况, 适当调整加热蒸汽量,并注意主蒸汽温度和再热蒸汽温度不应过高或过低,做好以上各项工作, 机组启动方可得到安全保证,延长机组使用寿命. 50.机组的滑压运行及特点?汽轮机开足调节汽门,锅炉基本维持新蒸汽温度,并且不超过 额定压力、 额定负荷,用新蒸汽压力的变化来调整负荷,称为机组的滑压运行.优点:1 可以增加 负荷的可调节范围 2 使汽轮机可以以较快速度变更负荷 3 由于末级蒸汽湿度的减少,提高了 末级叶片的效率,减少了对叶片的冲刷,延长了末级叶片的使用寿命 4 由于温度变化较小,所以 机组热应力也较小,从而减少了汽缸的变形和法兰结合面的漏汽 5 变压运行时,由于受热面和 主蒸汽管道的压力下降.其使用寿命延长了 6 变压运行调节可提高机组的经济性(减少了调节 汽门的节流损失),且负荷愈低经济性愈高. 51.汽机热力试验对回热系统要求及测点? 要求: ①加热器的管束清洁,管束本身或管板 胀口处没有泄漏;②抽汽管道上的截止门严密. 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各加热器进出口给水温度;⑦各 加热器的进汽压力和温度③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⑩再热器减温水流量、补充水流量、 门杆漏汽流量. 52.大修后带负荷试验项目?带负荷试验的目的是进-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. 53.真空系统灌水试验..汽轮机大修后,必须对凝汽器的汽测、低压缸的排汽部分以及空 负荷运往处于真空状态的辅助设备及管道做灌水试验,检查严密性.灌水高度一般在汽封洼窝 处,水质为化水来的软化水,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 气排出阀盖固定好后,便可以开始加压,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,应采取措施解决汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽(低温饱和蒸汽)进入汽轮机而引起的事故，是汽轮 机运行中最危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因 而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。 一旦发生此类事故， 必须正确、 迅速、 果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。 水冲击的危害： 1 动静部分碰磨。 汽轮机进水或冷蒸汽， 使处于高温下的金属部件突然冷却而急 剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动 静部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 2 叶片的损伤及断裂。 当进入汽轮机通流部分的水量较大时， 会使叶片损伤和断 裂，特别是对较长的叶片。 3 推力瓦烧毁。 进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多， 因而在喷 嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相 对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，汽流不能按正确方向进入动叶通 道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。这除了对动叶产生制动力外，还产生一个 轴向力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况 时的 10 倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。 4 阀门或汽缸接合面漏汽.若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形， 导致阀门或汽缸接合面漏汽。 5 引起金属裂纹。机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热 应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸 汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。 水冲击的原因及预防： 1 锅炉方面 锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。 启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降 低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。 运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。2 汽轮机方面 汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏 忽，使冷水汽进入汽轮机内。如某厂一台 200 MW 汽轮机组启动过程中发生大 轴弯曲事故，其原因为： (1) 根据汽缸壁温记录，从 09:49:00 汽机冲转开始高压上下缸温差开始拉大， 到 09:59:00 达到 42℃，结合运行人员操作情况综合分析认为：夹层加热装置暖 管疏水不充分， 开机投夹层加热时高压缸进水或冷蒸汽， 而机组此时又突然掉闸， 使继续进入汽缸的水或冷蒸汽不能及时被较高温度的蒸汽带走， 造成上下缸温差 增大，汽缸变形，导致动静碰磨，机组振动，大轴弯曲。 (2) 冲转过程中没 有及时监视到汽缸温度以及上下缸温差的变化，没有及时发 现高压缸进水或冷蒸汽；汽机跳闸后没有全面检查，没发现缸温已超标，就再次 挂闸冲转，且升速过快，没有及时发现机组振动异常增大。 (3) 在机组停运状态下由于阀门泄漏而使汽缸夹层联箱积水，而运行人员提前投 入夹层加热装置，且夹层加热系统暖管至投夹层加热的时间较短，造成夹层加热 系统暖管疏水不充分。 3 其他方面 (1) 再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再 热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。 (2) 汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮 机内造成水冲击。 (3) 除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。 (4) 启动时， 轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机 时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。 防止汽轮机水冲击的措施 (1) 正确设置疏水点和布置疏水管。在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道 上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管 的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。 (2) 汽封供汽管应尽可能短，在汽封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水 管。 (3) 疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。 (4) 设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警； 加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。 2 运行维护操作方面 (1) 在机组启、停 过程中要严格按规程规定控制升(降)速、升(降)温、升(降)压、 加(减)负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于 80℃。 (2) 蒸汽 管道投用前(特别是轴封供汽管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽 管)应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。 (3) 要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。 (4) 注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。 (5) 定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放 水门、抽汽逆止门动作是否正常。(6) 机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认 真分析，查明原因，及时处理。 (7) 启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力， 各缸温度，法兰、螺栓温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。 (8) 机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时，应全面检查，认真 分析，查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于 4 h，才允许再次启动。 (9) 当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应注意机内 声音、振动、轴向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并测量大轴幌度。 如无不正常现象，在经过充分疏水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发 现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩擦，应立即拍机，并进入人工盘 车。机组冷态启动： 1.机组启动前的试验都应该做完且合格，工作票都已经结束。 2.首先恢复循环水 闭式水 开冷水系统 油系统（润滑油 密封油 EH 油） 充氢 完毕 投盘车 投入 ETS 上的保护要记住， 之后是凝结水系统，给水除氧系统， 启动凝泵，要化验水质合格后才能上除氧器的哦。 3.中压辅汽联箱暖箱，投入中辅，投除氧器加热，水温与锅炉汽包壁温合适时， 启动电泵给汽包上水。 4.锅炉上好水会要求投炉底加热。 5.视锅炉恢复情况点火后恢复真空系统，启动真空泵 稍开真空破坏门，维持凝 汽器真空大约-30KPa 6. 投入轴封系统。 7.主汽压力 0.2MPa 左右法兰 夹层加热联箱开始暖箱。 汽轮机冷态启动过程有：暖管、暖机、冲转、过临界、达到额定转速、带负荷（发 电机并网） 启动顺序大概就是这样，但是参数还得根据你汽轮机的参数了。比如额定压力和 温度。提供一个额定温度 435 度，压力 3.55MPa 的参数： 1：暖管。锅炉升压时一般就边暖管（主蒸汽母管） 2：暖机。待母管蒸汽温度 380 度以上，开启少量蒸汽暖机。 3：冲转。当汽轮机跟部位温度相对平均，受热均匀。设定自动调速系统冲转， 有三个阶段，500 转（需 40 分钟）1200 转（20 分钟），临界转速大概在 1700 转左右，调速系统会在接近临界转速时增大进气使汽轮机在过临界时间尽量简 短。然后直接到达额定转速 3000 转。1.5 冷态滑参数启机 1.5.1 循环水系统启动 1.5.1.1 检查循泵入口水位不低于 4.00 米，泵及电动门已送电，信号试验正常， 经向单元长汇报后，断开联锁开关，投入循环水泵出口门联锁开关，合上循泵顺序启动开关，检查泵电机电流、出口压力、盘根泄漏、轴承振动等项目应正常， 冷却塔下水均匀。 1.5.2 启动一台工业水泵向各辅机供应冷却水，保证工业水压力不低于 0.40 MPa。 1.5.3 向凝汽器补水到水位计的 1/2-2/3 处，启动一台凝结水泵，开启凝结水再 循环门，备用凝泵投联锁。投后缸喷水。 1.5.4 检查主油箱油位正常后， 启动交流润滑油泵， 正常后投直流润滑油泵联锁。 润滑油压在 0.10-0.14 MPa，润滑油温&350C，检查润滑油系统各部位无泄漏， 记录主油箱油位。 1.5.5 启动排烟风机，运行风机联锁置“自动”位，备用风机联锁置“自动、联锁” 位。 1.5.6 投入盘车装置 1.5.6.1 开启盘车油门，检查顶轴油泵进、出口门在开启状态，启动一台顶轴油 泵，记录大轴顶起高度及顶轴油压，备用顶轴油泵投联锁位置。 1.5.6.2 手动盘车 1800 无异常后，投入盘车联锁，启动盘车装置运行，记录盘 车电机电流，检查机组内部有无摩擦声，转子挠度&0.05mm，润滑油低油压试 验良好；投入润滑油压力低停机保护。 1.5.7 自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门、旁路试验正常。 1.5.8 调节保安系统试验正常。 1.5.9 投入厂用辅汽系统并进行疏水。 1.5.10 启动凝结水泵向除氧器补水至 1000 mm，冲洗合格后，关闭放水门和化 学补水门，开启凝结水上水门，维持除氧器水位在
mm。 1.5.11 除氧器补水到 1600mm 时，稍开再沸腾门，给水加热至锅炉所需温度后 开启加热进汽门，关闭再沸腾门，开启除氧器加热进汽门进行加热。 1.5.12 开启除氧器下水门，给前置泵和给水泵充水赶空气，赶完空气后关闭放 空气门，调整给水泵和前置泵密封水压，密封水压差约为 0.10 Mpa 左右。 1.5.13 启动给泵电动辅助油泵运行，润滑油压在 0.20-0.30MPa 正常后投自动。 1.5.14 联系电气向给水泵送操作电源和动力电源，根据锅炉要求，开启给水泵 向锅炉上水，给水走高加（也可用 0m 层化学补水泵向锅炉供水）。 1.5.15 开启相应管道疏完水后，解除旁路系统联锁,盘上手动将三级减温水及进 汽调整门调整门全开，开启低旁减温水调整门及来汽调整门，其开度比高压旁路 门相应大 20%，开启高压旁路来汽电动门和调整门，减温水暂且不投，以满足 再热器要求来调整高旁来汽门开度及减温水调整门开度（上限设计在 30%N0， 下限设计在 0%N0）。通常应将高旁出口蒸汽温度控制在 3500C 以下，低旁出 口蒸汽温度控制在 1300C 以下。注意：投旁路时，必须保证遵循先投三级，再 投低旁，最后投高压旁路的原则，减温水调整门开度要与减压门开度、旁路出口 温度相匹配。关闭旁路时，顺序与投入相反。旁路系统如处于备用状态，其疏水 门应适当开启。 1.5.16 锅炉点火前的准备工作 1.5.16.1 凝汽器已通循环水，且循环水系统运行正常。 1.5.16.2 关闭真空破坏门和再热器放空气门以及锅炉侧再热蒸汽管道疏水门， 启动一台真空泵，开启其抽空气门抽真空。 1.5.16.3 开启辅汽联箱向轴封调整门管路充汽并开启相应轴封管道疏水，注意 汽缸前、后汽封不应向外大量冒汽。1.5.16.4 凝汽器真空抽至-26Kpa 时，通知锅炉点火。 1.6 锅炉点火后的工作 1.6.1 当主汽压达到 0.98 MPa，主汽温达到 2500C 时，凝汽器真空抽至-36Kpa 时，启动一台轴加风机运行，另一台轴加风机投联锁备用。向前后汽封供汽（供 汽前应对前后轴封供汽管路进行充分疏水），调整轴封压力在 0.05-0.10MPa 左 右，后轴封供汽温度维持在 120-1600C。 1.6.2 启动高压辅助油泵运行并投入其自动。 1.6.3 检查汽机本体疏水门应在开启位置。 1.6.3 检查主汽门、调节汽门、高压排汽逆止门的严密情况，保证无蒸汽漏入汽 缸。 1.6.4 联系热工，下列主保护投入： （1）超速； （2）瓦振大 （3）轴向位移； （4）差胀； （5）轴振大； （6）轴承回油温度高； （7）DEH 故障停机； 1.7 低真空保护待机组定速并网后真空大于-0.085MPa 再投入。 1.8 冷态启动应具备的条件 （当高压内缸上壁温度低于 150° 时， C 按冷态启机） ： 1.8.1 主汽压力：0.98-1.2 MPa，主汽温度：230-2600C，主汽具有 50-800C 的 过热度，且比高压内缸上壁温度高 500C 以上。再热汽温比中压内缸上壁温度高 500C 以上。主蒸汽与再热蒸汽温差&500C。 1.8.2 润滑油温：35-400C，润滑油压：0.1-0.14 MPa，高压辅助油泵出口油压： 1.96±0.1 MPa。 1.8.3 凝汽器真空：-60― -66Kpa。 1.8.4 盘车运行正常，连续盘车时间不少于 2 小时。 1.8.5 大轴晃动度与原始值相比：不超过 0.02mm。 1.8.6 主油箱油位正常。 1.8.7 汽缸夹层加热联箱处于热备用状态。 1.8.8 具备其他启动条件。 1.9 冲转、升速 1.9.1 汇报值长，已具备启动条件，得到冲转命令后准备冲转。 1.9.2 打开四至六抽电动门（三抽除外），低加随机启动，高加在带一定负荷时 再投（也可以随机启动，但要保证疏水畅通）。解列旁路系统。用 DEH 全开自 动主汽门，用高压调节汽门冲转，操作事项如下： 1.9.2.1 检查 OPC 开关置“OPC 正常”位置。 1.9.2.2 选择“操作员自动”方式，按“挂闸”按钮灯亮，“脱扣”灯灭，选择“调节汽门” 冲转，高、中压自动主汽门全开。 1.9.2.3 选择“目标转速”，输入“500”，敲回车键确认。 1.9.2.4 选择“升速率”，输入“100”，敲回车键确认。 1.9.2.5 点击“进行”按钮，注意机组转速上升后盘车应自动脱开，否则立即停机。 当机组转速升至 600 r/min 时，停止顶轴油泵运行，投入其联锁。 1.9.2.6 按上述方法冲转，将机组转速升到 1500 及 3000 r/min。1.9.2.7 冲转过程中，视胀差情况（或者在 500 r/min）投入汽缸夹层加热系统, 控制机组高压缸正差胀小于 3.5mm,夹层加热联箱压力不大于 4.0Mpa,当机组带 负荷后若高压缸胀差趋于稳定, 高压缸正差胀小于 1.5mm 可及时停止夹层加热 系统。 1.9.3 具体升速暖机时间规定如下： 序号 名称 转速（r/min） 时间（min） 升速率 1 升速 0-500 5 100 2 暖机 500 5 3 升速 500- 4 暖机
100 6 检查 3000 5 注意事项 过临界时，DEH 自动将升速率修改为 300-400 r/min，轴承过临界时 振动小于 0.15mm，否则应打闸停机，高、中压转子临界转速为 1669 r/min，低 压转子临界转速为 1836 r/min，发电机转子临界转速为 1381 r/min。 1.9.4 机组冲转过程中振动规定： 1.9.4.1 转速在 1500 r/min 以下，各轴承振动小于 0.03 mm。 1.9.4.2 转速在
r/min 之间，各轴承振动小于 0.04 mm。 1.9.4.3 过临界时，轴承振动小于 0.15mm。 1.9.4.4 正常带负荷时，轴承振动小于 0.03 mm。 1.9.4.5 启动及运行过程中，转子振幅大于 120?m 时报警，大于 250?m 时停机。 1.9.5 机组冲转过程中，应做到： （1）倾听机组内部声音，应无异音。 （2）检查机组各轴承温度、回油温度应在控制范围内。 1.9.6 发电机进风温达到 300C，投入空冷器。 1.9.7 检查机组汽缸膨胀及胀差应正常，否则应进行相应调整。 1.9.8 定速 3000r/min 时， 停止高压辅助油泵运行， 注意主油泵出口油压应稳定， 投入其联锁。 1.9.9 定速 3000r/min 时，真空应不得低于-85 Kpa。全面检查正常后，按规定 做有关试验。 1.10 并网带负荷 1.10.1 全面检查正常，按规定做有关试验后，根据电气运行人员要求投入“自动 准同期”。机组具备并网条件，报告值长。 1.10.2 电气人员并网成功后， 发来“已并列”信号。 机组自动带上 5%的初始负荷， 在此负荷下暖机 30min。在缸温允许的情况下，尽量把负荷带得高些。负荷在 20MW 以下时，鉴于“功率回路”无法投入，必须将目标值设置大于给定值。 1.10.3 然后锅炉滑参数启动曲线升温升压，加负荷过程如下： 序 号 项 目 安 排 时 间 1 0-10MW 加负荷 20 min 2 10 MW 暖机 40 min 3 10-40 MW 加负荷 80min 4 40 MW 暖机 60min 5 40 -135 MW 加负荷 130min 6 合计 330 min1.10.4 汽机加负荷操作方法如下： 1.10.4.1 打开 DEH 操作面板，选择“目标负荷”，输入相应的负荷值，敲回车键 确认。 1.10.4.2 选择“加负荷率”，输入 1 MW/ min 的速率，敲回车键确认。 1.10.4.3 点击“进行”按钮，注意机组负荷应上升。 1.10.5 机组升速、加负荷过程中控制的指标： (1) 主汽温升率：2.50C/ min。 (2) 再热汽温升率：3.50C/ min。 (3) 主汽、再热汽管道温升率：70C/ min。 (4) 汽缸、法兰温升率：2.50C/ min。 (5) 内缸外壁与外缸内壁温差：&400C (6) 主汽门、调节汽门阀体温升率：50C/ min。 (7) 高压缸内壁上、下温差：&300C。 (8) 法兰左、右温差：&150C。 (9) 法兰上、下温差：&200C。 (10) 汽缸及法兰内外壁温差：&800C。 (11) 汽缸与法兰温差：&800C。 (12) 外缸法兰中壁与螺栓温差：&500C。 (13) 高压缸相对膨胀：+4.0― -2.0mm。 (14) 低压缸相对膨胀：+4.5― -2.5mm。 1.10.6 初始负荷期间的操作： 1.10.6.1 低加随机启动时，低加疏水逐级串联至#2 低加，启动一台低加疏水泵 运行，保证低压加热器水位正常。 1.10.6.2 检查所有辅机运行正常，负荷带至 10%额定负荷时，主汽管道、高压 各疏水阀门应自动关闭。 1.10.6.3 带 15%以上负荷时，后缸喷水应自动关闭，否则手动关闭。 带 20% 以上负荷时， 投入“转速控制回路”、 “功率控制回路”。 根据需要， 可选择投入“TPC” 保护或“负荷高低限制”。再热蒸汽管道、中压管道疏水门应自动关闭。根据差胀 情况决定是否停止夹层加热系统。 1.10.6.4 负荷达 30%以上时，三抽压力达到 0.25MPa 以上，打开本机三抽至除 氧器电动门，关闭辅汽联箱去除氧器门（或三抽母管至除氧器门）。除氧器开始 滑压运行。 1.10.6.5 将轴封供汽切换为除氧器供应，关闭辅汽联箱到除氧器的阀门。切换 轴封汽源时注意疏水。高加疏水切换至除氧器，关闭其去#4 低加门，开启高加 空气去除氧器门，关闭其去排大气气门。 1.10.6.6 检查机组振动、差胀、缸温、轴向位移、各轴承温度、回油温度、润 滑油压、油温等参数在合格范围内。 1.10.6.7 负荷达 30%以上时，根据#1 高加抽汽压力和除氧器压力差决定是否大 于 0.3MPa 来决定投高加。 1.10.6.8 注意机组真空、排汽温度应正常。 1.106..9 机组负荷带至 80%N0 时，将“单阀”方式切换为“顺序阀”控制。当汽轮机转速到 3284r/min，发电机未跳闸，此时是否应该紧急停机，已经失去厂用电。本厂 15MW 机组。上述情况是不可能出现的啊，如果发电机没有跳闸，还在网上，汽轮机就应该维 持 3000 转，发电机并着网，汽轮机转速是不可能飞升的。只是脱离了电网，才 造成你们的汽轮机转速飞升了，而且因为你们的发电机跳闸，汽轮机应该也已经 跳闸了，才导致你们的汽轮机转速飞升。小机组调速系统不灵敏，才导致飞到了 这么高。 一般满负荷甩负荷，汽轮机转速飞升到 3180 左右。这种情况，如果转身还在往 上涨，就应该查别的原因了。是不是还有别的蒸汽反倒汽轮机里面了。导致转速 飞升！汽轮机真空下降会有哪些危害？ 汽轮机的可用热焓降减少，除了经济性降低，汽轮机出力也会降低；排汽缸及轴 承座等部件受热膨胀引起动静中心改变，汽轮机产生振动；排汽温度过高，可能 会引起凝汽器的铜管胀口松弛，破坏凝汽器的严密性；使轴向推力明显增加；真 空下降使排汽容积流量减小，产生涡流及漩流，同时产生较大的激振力，易使未 级叶片损坏； 单机运行时外界电负荷降低在你没对锅炉负荷进行调整的时候汽机会自动进行 一次调频，调节系统会自动关小调速汽门，使汽机转数维持在超速保护动作转数 之内，这时汽机主汽压升高。 凝汽器真空降低的原因及处理？ 1 原因; 1.1 循环水系统故障; 1.2 轴封系统工作不正常; 1.3 真空泵故障; 1.4 主机真空系统漏泄; 1.5 小机真空系统漏泄; 1.6 凝汽器热井水位高。 2 处理: 2.1 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; 2.2 凝汽器真空降低至 87KPa,光示牌“真空低Ⅰ值”声光报警;当真空降低至 84KPa 时, 光示牌“真空低Ⅱ值”报警,汽机快速减负荷直至报警消失; 2.3 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; 2.4 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,虹吸井注水是否正常;2.5 检查凝汽器水位,若是水位高则应尽快查明原因进行处理; 2.6 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; 2.7 真空泵工作是否正常; 2.8 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; 2.9 检查真空破坏门是否误开，破坏门水封是否破坏。 厂用电中断现象及处理？ 1 现象: 1.1 部分厂用电源中断, 相应动力设备跳闸,红灯灭,绿灯闪光, 声光报警,电流指 示到零,相应的备用辅机联动，锅炉燃烧不稳或灭火,汽温、汽压、流量下降; 1.2 厂用电全部中断时,所有运行中的动力设备跳闸,电流指示到零,备用交流电机 未联动,各辅机出口压力急剧下降,锅炉灭火。 1.3 主汽温、汽压、流量、凝汽器真空下降; 1.4 检查厂用工作电源开关跳闸,备用电源开关、联络开关未联动。 2 处理: 2.1 复置跳闸开关,锅炉未熄火时及时投油助燃,增加运行磨煤机、一次风机等出 力,根椐风量带负荷; 2.2 关闭跳闸设备风门、挡板,汇报值长,降低机组负荷,手动控制水位、汽温正常、 待电源恢复后重新启动设备,逐步升负荷； 2.3 减负荷到零,维持汽机空负荷运行,如锅炉发生 MFT,应按炉 MFT 处理; 2.4 将各辅机联锁解除,并将各辅机设备控制开关切至“停止”位置; 2.5 检查直流密封油泵应联动投入,否则手动投入; 联络电源开关未自动投入应立即手动投入;查清厂用电 2.6 若厂用备用电源开关、 源开关跳闸的原因并联系检修处理; 2.7 停止本机一切对内、外供汽,手动关闭可能有汽、水倒入汽机的阀门; 2.8 严禁向凝汽器内排汽、排水,注意真空变化; 2.9 注意汽温、汽压变化、并根据主汽温、汽压及真空情况决定是否停机; 2.10 全面检查机组,监视润滑油压、油温、各轴承金属温度及回油温度的变化; 2.11 如 DEH 停电,则机组自动跳闸,应按紧急停机处理。确定发电频率是 3000rpm，汽轮机的转速是 4400rpm,发电机转子速度应该是多 少？ 1.通过变速箱调整发电机转子频率到 3000rpm 2.发电机转子转速是 4400rpm，通过变频器改变发电频率 请问应该是以上哪种方案，如果是 2 的话，能不能说明原理，对变频器不是很清 楚。 推荐答案基本都是第一种，小机组有的采用杭汽的小汽轮机，加个变速器，带发电机的。 变频器成本太高，不合适。 本上是第一种，没有理由第二种，复杂成本高 是第一种，理由：机械变速的变比是固定的，配合现有成熟的汽轮机调速系统， 使发动机转速稳定可靠 rpm 为 r/min 是转/每分钟,发电频率为 HZ。我国频率为 50HZ,发电机转子转速 3000rpm 时发电机频率为 50HZ 的话说明发电机内置为两个极,发电机转速正负 60 转/分,发电频率正负 1HZ.发电机转子转速 1500rpm 时发电机频率为 50HZ 的 话说明发电机内置为 4 个极,发电机转速正负 30 转/分,发电频率正负 1HZ.可以看 出 1 和 2 都不对.汽轮机运行中,为什么电负荷和热负荷不能同时增加 汽轮机运行中 为什么电负荷和热负荷不能同时增加? 为什么电负荷和热负荷不能同时增加因为调整电负荷和调整热负荷时，调速系统的动作过程存在冲突，如果同时调整，容 易发生调节系统波动，造成机组负荷摆动现象。为什么汽轮机进气量的大小决定发电量 注：发电机转速是不变的问题补充： 转速上升的趋势会不会激发励磁电流的增加，也就是转子磁场的增强，激发的感应电 动势也随之增大，进而输出电流变大，输出功率变大。可这样理解吗？ 汽轮机是带动发电机发电的，发电机发出的电只跟汽轮机的功率有关，而汽轮机的功 率=质量流量*轮周功*相对内效率 所以发电机的发电量跟质量流量有关ps：发电机的转速是不变的（3000r/m or 1500r/m），因为电的频率是 50HZ 不 变的 这个解释难懂，我来说一个容易懂的。 有个前提，蒸汽参数不变的情况下，进汽量的大小决定发电量。 首先能量是守恒的，汽轮发电机组就是把蒸汽的热能转换为发电机的电能。 在蒸汽参数不变的前提下，汽轮机转换的效率可以视为恒定。所以进汽量越多， 发电量就越大。在稳态时，电网容量相对于发电机容量大的多，所以，发电机转速等于电网频率对应 的同步转速，汽轮发电机为 3000 转，当汽轮机进汽量增大时，汽轮机转速有一个上升的趋 势 dn，频率有一个增趋势，导致发电机转矩增大，根据电枢反应，磁力矩也向应增大，以 克服转速的上升趋势，使之维持不变，磁力矩增大意味着定子电流升高，功率增大，潮流方 向指向受电端。为什么汽轮机增加进气量转数不变，而发电机的发电量会增加？ 为什么汽轮机增加进气量转数不变，而发电机的发电量会增加？汽轮机增加进汽量,如果负荷不变,转速肯定会增加.自动调速器的作用就是根据负荷的 变化自动调节进汽量.当进汽量不变,负荷增加时,转速就会下降,自动调速器检测到转速下降 后,就会增加进汽量,使转速上升到整定值.对于汽轮发电机组,汽轮机的负荷就是发电机,汽轮 机的进汽量就是按照发电机的负荷大小进行调节的.整个电网由多台机组组成,可以等效为一 台很大的发电机组,当进汽量大于负荷的需要时,转速就会上升,电源的频率就会增加,反之就 会下降,电网的频率就在标准频率(50Hz)左右变化,由于单台汽轮发电机组的作用在整个电网 中占的比例太小,它的转速主要是受到大电网的牵制,所以汽轮机增加进汽量转速不变是相对 而言,是有条件的. 因为汽轮机有自动调速，控制转速在额定转速。增加有功时增大进汽量，发电机有功 就提高，定子电流增大，对主轴的电磁力就越大。两个力相平衡，所以转速也就不变了汽轮机的速度级又称做调节级，对多级汽轮机来说，它是指汽轮机的第一个做功 级。 由于从汽轮机调节级喷嘴内喷出的蒸汽是汽轮机新蒸汽经调节级喷嘴减压扩 容而来，因此此时的蒸汽具有很高的流速。在很大程度上，蒸汽对调节级叶轮的 做功就是靠这极大的汽流速度冲击而获得，因此，早期就把调节级称做速度级。 以下还是按调节级称呼比较顺口些。. e# s% O1 T6 T# o 调节级叶轮由于进汽的温度、速度、压力都远高于其后的各个压力级，并且，当 汽轮机调节进汽量时，一般都采用顺序阀调节，这时，调节级的进汽就变成部分 进汽（其实，即使当汽轮机所以调阀全开时，调节级仍然是部分进汽而非全周进 汽），而不像其后的其它所有压力级（它们都是全周进汽），它直接参与了汽轮 机的功率调节， 因此更多地被称为调节级。 由于在汽轮机所有级中进汽温度最高、 压力最大、蒸汽速度也很大、又是部分进汽，因此调节级所处的工况比其它压力 级都更恶劣。而且调节级的做功能力也很强，因此，从外形上看，调节级叶轮直 径要比其后的几个普通压力级的叶轮直径大一此， 调节级叶片及叶根也设计得很 厚实，以适应其恶劣的工作环境。这应该就是调节级和压力级的不同吧。 ( J5 v& G+ ^; D$ }% k# D/ b 从纯热力学和流体力学上讲，调节级和压力 级在做功的原理上并无本质不同。发电机突然失磁能造成汽轮机超速成吗？为什么？ 发电机突然失磁能造成汽轮机超速成吗？为什么？ 能造成突然超速，因为发电机转子与定子之间的磁场消失后，二者之间的磁场力 消失，汽轮机继续进汽，必然导致转子转速飞升，超速保护动作。关于汽轮机、汽轮发电机、 关于汽轮机、汽轮发电机、电负荷之间的关系电厂新手。我想知道是如何实现调整电负荷的。 我知道我们这里的汽轮机额定转速是 3000 转。也就是发电机的频率是 50HZ。 还有，我们调整电负荷的时候听说是调整进气量？我不明白的是：我在学校里学的是 在发电机的转子转速一定，励磁电流励磁 电压不变的情况下，那么发电机发出的总功 P 也就是一定的吧。单纯从电气角 度来说，要调整有功负荷，应该增加或减少励磁电流对吧。 那么从进气量（不太懂汽机那里的东西，姑且这么说），是怎么实现调整有功负 荷的？（我们盘上有个增加、减少负荷的旋钮。听班长说那个是用来控制一个什 么电机正反转的。那个电机就是控制什么进气量） 问题补充： 问题补充： 请专业老师来回答，带上专业术语也没有关系。最好是从原理上给解释一下。比 如 增加了进气量会影响到什么？是转速么？应该不是转子的转速， 若是的话频率就 变了。我们电厂是与系统联网的。 最佳答案 我们都知道一个物理现象：就是一个线圈在磁场内旋转，做切割磁力线的运动， 在电磁作用下，线圈中会产生感应电流，通俗点说就是产生了电能。 发电机就 是根据此原理进行设计制造的，不过比较复杂而已，但基本原理是相同的。 发电机的转子为磁极，转子内部装有励磁绕组，当通上直流电后就会励磁，产生 磁场，通俗的说就变为电磁铁，一般给转子供给直流电的设备我们叫励磁机，就 是接在发电机后部的那个，它的作用就是在运行中发出直流电，供给转子励磁线 圈使用，以便产生磁场，这种供给直流电的方式在电气专业叫他励方式，还有一 种自励方式， 就是不要励磁机 （所以有的会员所用的发电机后部并没有励磁机） ， 而是使用发电机所发的交流电，经励磁变（硅整流）后改成直流电，供给转子线 圈使用。顺便说下，我们经常看到的发电机转子上的碳刷，就是供给转子直流电 的设备，当发电机直流电供给过大时（也就是电气专业所说的无功较高），此时 碳刷就易出现打火现象（这只是打火的原因之一，我只是顺便说说，让大家了解 下）。 在发电机定子铁芯上嵌有三相对称绕组，就是我们日常所说的定子线圈， 发电机工作时，汽轮机带动发电机转子（磁极）旋转，使定子线圈绕组不断切割 转子磁场而感应出三相交流电动势，即发出电能了。这个过程其实就是磁场在旋 转而线圈是固定的，但其产生电能的作用和我前面所说的原理是一样的。 我们国家的交流电的频率为 50HZ,根据这个公式：f=pn/60（f 为频率，p 为磁极 对数，n 为发电机转速）可知，如想得到想要的频率，只要根据机组工作转速设 置合适的磁极对数即可。 汽轮发电机组的工作转速为 3000r/min，有上述公式 可知其对应 50Hz 的频率，设置一对磁极对数即可。另根据上述所说的，大家也 可算算核电站机组的工作转速为：1500r/min，水电站水轮机组的工作转速为 750r/min，要发出的 50HZ 频率交流电来，应装多少磁极对数？发电机当其磁极 数固定不变时，其频率 f 和转速 n 成正比关系，这是同步发电机的最大特点，也 是同步发电机的调频原理。 发电机孤网运行时，调节其转速可以改变其频率， 一旦与电网并网后，由于并上电网的机组频率都是保持在 50Hz 运行，所以发电 机也就保持其额定转速运行，并且机组的转速根据电网频率的波动而变化。因此 作为发电机原动机汽轮机，进汽量的改变，只是将能量用在克服发电机的电磁力 矩，故只会改变发电机输出功率，将机械能转化为电能，而不会提高转速。这里 再说下，当增加汽轮机的进汽后，发电负荷增加，电气专业也会相应的增加励磁 电流，用他们的专业术语叫加无功，而汽机所看到的负荷在电气专业叫有功。另补充下 当汽轮机遇到紧急情况需迅速停下来时，除了破坏真空外，也可要 电气增加励磁，其实就是增大机组的旋转阻力，使之能够迅速停下来而已。汽轮机的保护机械超速、电超速、 汽轮机的保护机械超速、电超速、汽机超速有什么区别火电厂汽轮机保护有机械超速 110%、电超速 110%、汽机超速 103%机组跳闸， 三者有何差异啊？ 最佳答案 机械超速主要考察的是机组的机械性能， 检查其所有的机械部件在超速的情况下 不应该有任何破坏行损伤；测试时一般不需要带载。 电超速是指考虑机械在带载及高速（超过额定转速）两种情况下各部件的机械性 能。 汽机超速主要考察在汽机超过额定转速时，对系统其它部分的影响，特别是发电 机的影响。因为汽机超速时，发电机的转速也会提高，电压升高，负载（指输出 功率）增加（如果带载的话）。汽机在正常情况下是不会超速的，但也有其波动 范围；如果因某种因素造成该波动范围过大时，会造成其它部件的损坏。跳闸就 是对该波动范围所做的最高限制。如果该限制范围太窄，会造成供电系统的不稳 定；因为这样的话，任何突发的原因造成的波动都会造成跳闸，使供电中断，造 成更大的损失。汽轮机是原动机，发电机是工作机 2)由于负荷等超过发电机额定容量而引起的三相对称过负荷：温度升高，绝缘老化 3) 由于外部不对称短路或不对称负荷而引起的发电机负序过电流和过负荷：在转子蒸汽在汽轮机内部做功主要靠膨胀做功，每次膨胀后压力和温度是逐步降低的，而体 积逐步增加，在质量流量不变的情况下，单位质量蒸汽的容积增大几百倍，甚至上千倍，因 此各级叶片高度必须逐级加长。汽轮机也叫做蒸汽轮机,主要供发电或带较大设备驱动用。使用介质是蒸汽。热 工或热动专业学的就是这一套。涡轮机种类多，如下： 一、广告：高速涡轮机是我公司自行设计生产的经济实用型产品，具有体积小、 性能可靠、使用方便等特点，适合于医生对口腔的诊断和治疗，深受广大牙科医 生的青睐。仍治牙钻具也。 二、据英国 AJPLUS 网站 12 月 6 日报道，由 Hamilton 事务所提交的在伦敦建 造的节能住宅方案日前正在通过 Southwark 委员会审批。据悉，这座耗资达 1亿英镑的住宅楼建筑面积 25000 平方米，有 42 层，310 套私人公寓（包括经济 适用房）。开发商 Multiplex 公司说，住宅楼的顶部将安装 3 座直径为 9 米的风 力涡轮机，能够为整座楼提供照明用电。住宅楼高 147 米，最顶端的 20 米将变 成&风能农场&，是一座看得见&绿色&特征的节能建筑。风力涡轮机发电用的。 三、涡轮机实验室成立于 1956 年。原隶属于热力叶轮机械国家重点学科，现属 动力机械及工程学科。从事蒸汽轮机、燃气轮机及流体机械的教学及研究工作。 该实验室是国家首批“211 工程”重点学科建设的专业实验室，教育部动力机械与 工程重点开放实验室的主要组成部分。 由此可见，涡轮机包括汽轮机在内的。 四、涡轮机[ 繁体 ]大英百科全书线上繁体中文版. 涡轮机即 turbine. 将流体潜 能转换为机械能的机器，按常用 流体可分为水轮机、汽轮机、燃气轮机和风力 涡轮机四种 明白了吧，涡轮机就是 turbine，热能专业通常叫透平机（很少有人叫涡轮 机的）。turbine，还是大英百科上的解释较为正统。就更容易学会！ 能看懂以下开车方案 就更容易学会！ 一． 启动前的准备工作： 1. 仔细检查汽轮机；发电机及附属设备。确认或肯定安装工作已全部结束，。 2. 准备好各种运用工具，如听针；振动表；运行记录报表；操作票等。作好与 主控室、锅炉分场、电器分场及热网的联系工作 3. 通知电器将各辅机电源投入。 4. 同步器、调压器应进行手动及电动试验，转动应灵活，方向正确，并置于最 低位置， 调压器不但处于最低位置，而且手柄在“退出”位置。 5. 汽水系统检查： （1）主蒸汽管路；排汽管路的电动隔离阀应预先进行手动和电动开关检查。 （2）主蒸汽管路，背压排汽管路上的隔离门，主汽门，安全阀关闭。在这二条 蒸汽管线上的疏水门开启，汽缸上的直接疏水门开启，手动向空排汽门开启。 （3） 背调压器信号管上的排空气门开启，信号管上的蒸汽门关闭。 （4）汽封管路上的排空气门开启，疏水门开启，汽封抽汽器蒸汽门关闭，汽封 加热器的进蒸汽门关闭。 （5）各蒸汽管路应能自由膨胀。 （6）冷油器冷却水进水门关闭，出水门开启，进水总门开启。 （7）汽轮油泵蒸汽管路上的蒸汽门关闭，排气门及疏水门开启。 6.油系统检查： （1）油管及油系统设备应处于完好状态，无漏油。 （2）油箱油位正常，油质良好，油箱液位计指示正常。 （3）油箱；冷油器和放油门应关闭严密。 （4）冷油器进出油门开启，备用冷油器的进出油门关闭。 （5）高压油泵、交流油泵、直流油泵的进出油门开启。 （6）清洗油管路时在各轴承所加的临时堵板或滤网必须拆除。 7.调节保安系统进行检查： （1）各保安装置是否处于断开位置。 （2）调压器蒸汽脉冲室是否注满蒸馏水（按热负荷运行时）（3）调节气阀连杆润滑情况，各转动支点是否灵活；可靠。 8.通往各仪表的脉冲管道上的阀门开启。 9.检查仪表保安信号装置是否准确。 10.在冷状态下测量滑销系统各间隙尺寸，并进行记录。 上述检查合格后，可通知锅炉进行供汽暖管。 二． 暖管（到主汽门前） 1. 主汽门前蒸汽管路暖管，用锅炉至汽轮机手动隔离阀旁路阀控制，逐渐提升 管道压力至 0.2-0.3MPa, 暖管 20-30 分钟后，以 0.1-0.15MPa/min 提升至正常压力 3.43MPa（绝对）， 汽温升速不应超过 5℃/min。 2. 在暖管过程中应注意主汽门后蒸汽温度是否升高，如果升高，应检查主汽门 是否关严，否则，应迅速关严主气门，严防蒸汽漏入汽缸。再者，将电动油泵开 启，投入电动盘车。 3. 管道内压力升至正常后，将锅炉至汽轮机手动隔离阀逐渐全开，并关闭旁路 阀。 4. 在升压过程中，应根据压力升高程度适当关小疏水门，并检查管路膨胀及支 吊架状况。 三． 启动辅机，在静止状态下检查调节保安系统。 1. 启动电动油泵。 （1） 检查润滑油压是否正常，及轴承油流量。 （2） 油路严密性。 （3） 油箱油位，并有一定的补充油。 检查合格后，关闭电动油泵，备用。若盘车投入，则启动高压油泵后，再关闭电 动油泵，以防各轴承缺油，磨坏瓦。 2.高压油泵的启动。 高压油泵保证在额定参数下（0.981MPa）油泵出口油压 0.539MPa 符合要求。 3．静态试验： （1） 启动盘车装置。 检查电机旋转方向，停下电机，旋转盘车电机上的手轮，同时逆时针转动盘车手 柄至“啮合”位置，投入盘车时，润滑油进油旋塞应打开，方可启动盘车。 （2） 保安装置挂闸。 把危及遮断油门，轴向位移遮断器，磁力断路油门挂闸。 （3） 旋转调节器启动阀手轮，开启启动阀。 （4） 旋转主汽门操纵座手轮， 开启主汽门到 1/3 行程， 分别使各保安装置动作， 检查主汽门，调节汽阀是否迅速关闭。 （5） 检查合格后，将各保安装置重新挂闸，接通高压油路。 （6） 同步器摇到下限位置，调压器开关在“切除”位置。 （7） 检查主汽门，调节气阀是否关严。 检查上述一切至正常。 四． 启动： 1. 全开背压管路上的向空排气阀门和各相关疏水。 2. 启动高压油泵，使冷油器出口油温不低于 25℃检查轴承回油情况。 3. 启动盘车装置。 4. 将各保安装置挂闸5. 旋转调节器启动阀手轮，开启高低压调节器阀。 6. 缓慢开启主气门。转子冲动后立即关回，保持一定转速。检查通流部分，轴 封，主油泵处是否有异常声音。当转速超过盘车转速时，盘车齿轮脱开，电机停 转，盘车手柄锁住。 7. 上述正常后，把转速维持在 300-500r/min，暖机 20-30 分钟，注意各轴承的 温升及各部位的膨胀；振动情况。 8. 投入汽封加热器。即打开通往汽封加热器的蒸汽阀门，打开通往汽封加热器 抽汽器的蒸汽阀，进出口除盐水阀门全部打开，同时关闭汽封加热器放空阀，调 整加热器内压力为 0.097-0.099MPa（绝对）。 9. 当轴承温度高于 40-50℃时，投入冷油器，使冷油器进出油温保持在 35-45℃ 之间。 10. 低速暖机，背压系统一切正常。可逐渐开大主气门，把转速慢慢升至 r/min,保持 60-90min,进行如下检查。 （1） 油温，油压，油流及油箱油位。 （2） 各轴承的温度及回油状况。 （3） 高压油泵的工作状况。 （4） 上下半汽缸温差不超过 50℃ （5） 各种表记指示是否正常。 11．上述正常后，即可逐渐开大主气门，迅速而平稳的越过临界转速，然后 以 300r/min 的升速率提升转速，当调节器开始动作时，全开主气门，开 足后再关回半圈，然后旋转同步器提升转速至 3000r/即额定转速。 在升速过程中应注意： （1） 机组出现不正常的响声或振动时，应迅速降速检查。 （2） 油系统出现不正常的现象，如油温高，或油压过低等，应停止升速，进行 检查。直至查明原因。 （3） 当主油泵出口压力升至 0.766MPa，高压油泵应自动停止，并注意润滑油 压；主油泵入口出口油压的变化。 12．空负荷运行正常，进行检查并调整： （1）主油泵进出口油压 （2）脉冲油压 （3）轴承温度及润滑油压 （4）使各保安装置动作，看主汽门，调速汽门是否迅速关闭。 （5）同步器控制升降转速是否平稳，其上限转速是否规定值（电动操作 时）。 （6）安全阀动作压力是否符合规定值，上述空负荷额定转速运行时，应 进行检查并调整。 13 汽轮机第一次启动，大修后，停机一个月以后或已经运行了 2000 小时以 上，应进行危及遮断器动作试验，其步骤如下： （1） 冷态启动的机组，应在额定转速下暖机 1-2 小时后进行试验。 （2） 试验前，应先打闸检查主汽门和调节汽门的关闭情况。 （3） 将同步器滑键拉出，向增速方向摇动同步器手轮，将转速升至 r/min,此时危及遮断器应动作，否则应立即手拍危及遮断油门，停机 调整危及遮断器动作转速。（4） 危及遮断器动作后， 将主气门操纵座手轮旋到底， 将同步器摇向 3000r/min 的位置，等转速降到 3000r/min 以下时，将危及遮断器重新挂闸，重开启动阀， 打开调节汽门，重开主汽门。 （5） 汽轮机第一次启动或大修后，危及遮断器动作转速应进行三次，第一；二 次动作转速差不应超过 18r/min,第三次与前两次动作转速平均值不应超过 30r/min. 14.一切正常后，准备接通背压排汽管路。调整背压高于外网压力 5％，提升 背压时，排汽温升速度不应超过 5％/min,缓慢开启背压排汽管路上的电 动隔离阀（先打开旁路门），同时，缓慢关闭向空排气阀，以保持背压稳 定。 15.关闭主蒸汽管路，背压排汽管路，汽缸本体上的直接疏水门。 五．带负荷： （一）。本机组按热负荷运行时，排汽调压器，控制机组运行 步骤如下： 1. 机组并网。 2. 用同步器带上 25％的电负荷（大约 1500KW 以上） 3. 开启背压调压器信号管上的一次蒸汽门，同时关闭排空气门。 4. 旋转背压调压器上部的手轮，使调压器弹簧的压紧螺丝钉完全松开。 5. 把调压器下部的切换手柄至于投入位置。 6. 向加负荷的方向缓慢旋转背压调压器上部的手轮，同时向减负荷方向旋转同 步器手轮（保持负荷不变）至同步器处于空负荷位置，切换成调压器控制运行。 切换过程中应保持调节系统及热网压力稳定。 7、 上述操作应注意： （1） 、热负荷增减速度不应超过 5t/min,电负荷不应超过额定功率（6MW） （2）增负荷过程中如机组振动突然增大，应停止增加负荷，在此负荷运行 30 分钟，若振动没消除，应降低 15％负荷继续运行 30 分钟，振动仍不能消除，应 查明原因。 (二)。本机组按电负荷运行：调压器切除 （1）机组并网。 （2）以 150kw/min 的负荷提升速度增加负荷。 （3）当负荷增至 50％额定负荷时，停留 30 分钟，对机组进行全面检查。 （1） 一切正常后，继续增加负荷。 六．停机： 1. 停机前应先降低负荷，在将负荷前应先通知锅炉；电气做好停机前的准备工 作。 2. 高压油泵、电动油泵和直流油泵试验是否正常，检查主汽门阀杆是否卡涩。 3. 利用背压调压器逐渐减电负荷，当减少至 25％时，由调压器切换为同步器运 行，注意切换过程中电负荷要稳定。 4. 调压器切换后，关闭调压器信号管上的二次蒸汽门，并把调压器下部的切换 手柄置于解除位置。 5. 用同步器将负荷降至零，之后解列机组。（注意：在减负荷过程中，应注意 调节汽阀的关闭情况， 若发现卡涩情况， 发动机不应与电网解列， 立即查明原因。 ） 6. 关闭主汽门，并检查主汽门是否关闭严密。 7. 关闭排汽管路上的电动隔离阀，开启向空排汽阀，并停下汽封加热汽。8. 在停机降速过程中，应注意高压油泵是否自动开启，否则应手动开启，保证 润滑油压不低于 0.055MPa。 9. 停机时应记录惰走时间。 10. 转子静止后应立即投入电动盘车，将高压油泵切换为交流油泵运行，汽缸金 属温度（调节级后）降为 250℃时，可以定时盘车，前 8 小时每半小时盘 180 度， 小时后， 8 每小时盘 180 度， 直至汽轮机完全冷却 （汽缸金属温度低于 150℃） 。 11. 在盘车过程中， 高压油泵或交流油泵必须开启。 当冷油器出口油温低于 35℃ 以下时，关闭冷油器进水阀门。 12. 转子静止后，一定要打开各管路疏水，作全面检查。 七。热状态启动： 1. 按照正常启动时应遵守的操作规程，进行检查和试验。 2. 从停机开始，连续盘车。 3. 在机组无异常及振动没有增大时，可适当缩短低速暖机时间。 4. 根据汽缸温度状况，可适当加快升速和带负荷速度。 八．当发生下列情况时，应立即停机。 1. 转速超过 3360r/min,危及遮断器未动作。 2. 轴承座振动超过 0.07mm. 3. 主油泵发生故障。 4. 调节系统异常。 5. 转子轴向位移超过 0.7mm,轴向位移遮断器或轴向轴向位移监视装置不动作。 6. 轴承回油温度超过 70℃时或轴瓦温度超过 100℃时。 7. 油系统着火并且不能立即扑灭时。 8. 油箱油位突然下降到最低油位以下时。 9. 发生水冲击。 10. 机组有不正常响声时。 11. 主蒸汽管路或抽汽排汽管路破裂时。 12. 抽汽或排汽管路压力超过限定值，安全阀不动作。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。 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。 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*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。[1、造成火力发电厂效率低的主要原因是（2）。 （1）锅炉效率低；（2）汽轮机排汽热损失；（3）发电机损失；（4）汽轮机 械损失。 2、蒸汽在汽轮机内的膨胀做功过程可看作为（3）过程。 （1）等压膨胀做功；（2）等温等压膨胀做功；（3）绝热膨胀做功；（4）等 焓膨胀做功。 3、同一压力下的干饱和蒸汽比容（1）湿饱和蒸汽的比容。 （1）大于；（2）等于；（3）小于。 4、同一压力下的干饱和蒸汽比容（3）过热蒸汽的比容。 （1）大于；（2）等于；（3）小于。5、同一压力下的未饱和水焓（1）饱和水的焓。 （1）小于；（2）大于；（3）等于。 6、同一压力下的过热蒸汽焓（2）干饱和蒸汽焓。 （1）小于；（2）大于；（3）等于。 7、如工质经历了一系列的过程又回复到初始状态，内能的变化量（3）零。 （1）大于；（2）小于；（3）等于。 8、对过热蒸汽进行等温加热时，其压力是（2）。 （1）增加；（2）减小；（3）不变。 9、蒸汽在等截面管路中流动时，如果压力降低，则流速（1）。 （1）增加；（2）减小；（3）不变。 10、各种气体在喷管中速度从零增加到临界转速时，压力大约降低（3）。 （1）1/5；（2）1/3；（3）1/2。 11、蒸汽在渐缩型管路中流动时，如果压力下降，则管路出口截面上的流速最 大是（2）。 （1）亚音速；（2）当地音速；（3）超音速。 12、过热蒸汽经过绝热节流后，其做功能力（2）。 （1）增加；（2）降低；（3）不变。 13、水蒸气经绝热节流后温度是（1）。 （1）降低；（2）增加；（3）不变。 14、当热导率为常数时，单层平壁的温度按（3）规律而改变。 （1）对数曲线；（2）双曲线；（3）直线。 15、温度相同时，湿材料的热导率（2）干材料的热导率。 （1）小于；（2）大于；（3）等于。 16、人们习惯上把热导率低于（1）的材料称为绝热材料。 （1）0.23w/(m.k);（2）0.6w/(m.k);（3）0.4w/(m.k). 17、对流换热的最大热阻存在于（3）中。 （1）管壁中；（2）流动状态；（3）层流边界层。 18、紊流时的对流换热量（2）层流时的对流换热量。 （1）小于；（2）大于；（3）等于。 19、流体受迫运动时，对流换热强度（1）流体自由运动时对流换热强度。 （1）大于；（2）小于；（3）等于。 20、在相同流速下，粘性大的流体对流换热强度（2）粘性小的流体对流换热强 度。 （1）大于；（2）小于；（3）等于。 21、一般来说，热面朝上时其对流换热强度（3）热面朝下时的对流换热强度。 （1）小于；（2）等于；（3）大于。 22、珠状凝结放热系数（2）膜状凝结时的放热系数。 （1）小于；（2）大于；（3）等于。 23、凝汽器中蒸汽的流速为 40~50m/s 时，凝结放热系数可增加（2）。 （1）20%；（2）30%；（3）50%。 24、实验证明蒸汽中如含有 1%的空气，放热系数将只有纯蒸汽的（1）。 （1）1/2；（2）1/3；（3）1/5。25、传热过程的总热阻（3）各局部热阻之和。 （1）大于；（2）小于；（3）等于。 26、凝汽器属于（3）换热器。 （1）混合式；（2）蓄热式；（3）表面式。 27、**减温器属于（2）换热器。 （1）表面式；（2）混合式；（3）蓄热式。 28、凝汽器铜管内结垢可造成（4）。 （1）传热增强，管壁温度升高；（2）传热减弱降低；（3）传热增强，管壁温 度降低； （4）传热减弱，管壁温度升高。 29、一个物体辐射出去的能量（2）它从旁的物体吸收的辐射能量。 （1）大于；（2）小于；（3）等于。 30、当流体运动时，在流体层间产生内摩擦力的特征是流体的（1）。 （1）粘滞性；（2）膨胀性；（3）压缩性。
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