发布时间 : 星期六 文章集控运行值班员汽机题库更新完毕开始阅读81e35e6c2e60ddccda38376baf1ffc4fff47e250
2、注意高压及中压主汽阀前两侧温差应≯14℃，最大≯28℃，如达41.7℃应打闸停机。
3、 滑停过程中，再热蒸汽温度下降速度应尽量跟上主蒸汽温度下降速度，主、再热蒸汽温差应?28℃，最大≯41.7℃，接近空载时≯83℃，即符合“主蒸汽和再热蒸汽温差”(附录图八)的规定，否则应打闸停机。 4、严密监视机组声音、振动、轴向位移、差胀、支持轴承和推力轴承金属温度的变化情况应正常。
5、密切注意汽轮机及主、再热蒸汽管道应无水击现象，检查各疏水阀动作情况应正常，并及时打开各手动疏水阀。 6、经常检查汽缸金属温度、上下缸温差及高、中压转子应力情况在正常范围。
7、滑参数停机过程中，不许进行影响高中压主汽阀或调节阀开度的试验，禁止做汽轮机超速试验。 8、通知化学，加强对凝结水水质的监督，当水质不合格时，禁止送除氧器。
十五、汽机停机过程中转速到零，盘车投运的注意事项？
转速到0，注意盘车装臵应自动投入，检查盘车电流、转速正常，并记录惰走时间。在连续盘车过程中，如遇特殊情况，需短时盘车，应维持油循环，并遵循以下原则：
1.因盘车装臵故障或其他确实需要立即停用盘车的检修工作，中断盘车后，在转子上的相应位臵做好记号并记住停止盘车时间，每隔30分钟转动转子180°(调节级及中压第一级静叶持环金属温度?400℃时，应每隔15分钟转动转子180°)，当盘车装臵可恢复使用时，在最后一次转动转子180°且停留原间隔的一半时间后，再投入盘车装臵，并检查转子偏心度及盘车电流、机内声音应正常。
2.汽缸内有明显的金属摩擦声，且盘车电流大幅度晃动(确非盘车装臵故障)，应立即停止连续盘车，按5.1.8.1要求改为手动盘车进行直轴，直至可恢复使用盘车装臵为止。
3.若汽机转子卡住，不许强行盘车(如利用向机组送汽或使用起重机来使转子转动等)。
4.顶轴油系统工作失常，盘车时转子出现“爬行”(严重涡动)现象，虽然增开直流润滑油泵并降低润滑油温度(但≮21℃)仍不能消除，应停止连续盘车，每隔10分钟转动转子180°以保持转子伸直，直至投用连续盘车而不发生爬行为止。
十六、汽轮机发生异常振动 现象：
机组轴承振动指示升高。 机组轴承振动大报警。 就地机组振动明显增大。
支持轴承金属温度及回油温度可能升高。 处理：
机组轴承振动达0.127mm报警，应适当降低负荷，查明原因予以处理，并汇报集控长、值长，必要时应通知检修处理。
若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查汽缸总胀、差胀、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求、振动恢复正常后再进行变负荷。如发生水冲击，则按“汽轮机水冲击”处理；如轴向位移异常，则按“轴向位移增大”处理。 检查润滑油压力、温度及发电机密封油温度情况是否正常，并按要求进行调整。 倾听机内声音，检查各轴承金属温度及回油温度有否升高现象，判断轴承是否损坏。
检查发电机各组氢冷器出口氢温是否正常，如出口氢温或偏差超限，应设法调整并维持在正常范围。 联系电气，检查发电机定、转子电流情况并消除不平衡因素。
经处理无效，机组轴承振动达0.254mm，或汽轮发电机组内有明显的金属磨擦声或撞击声，应破坏真空紧急停机。 如因安装或检修工艺不良，停机后由检修重新调整。 十七、主油箱油位下降 现象：
油位计指示降低。 主油箱油位低报警。 处理：
核对就地油位计指示，确认主油箱油位下降，检查油位下降原因并进行相应处理。 主油箱油位降至198mm时应加油。如油位下降速度较快应及时加油。 主油箱油位降至50mm，采取各种措施仍无效时，应破坏真空紧急停机。
如油管道破裂漏油，除按油位下降处理外，还应做好防止油溅至高温管道或设备上引起火灾的安全措施。 十八、EH油压力降低 现象：
EH油压力指示下降。 EH油压力低报警。
EH油泵承载、卸载周期异常。 处理：
发现EH油压力下降，应核对就地表计，确认EH油压力下降，并迅速查明原因进行相应的处理，并汇报集控长及值长。 检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保证系统运行的前提下隔离泄漏点，若系统无法隔离，应立即汇报集控长、值长，要求故障停机。
检查EH油箱油位是否正常，若油位太低，应通知检修加油。
检查卸载阀及溢流阀动作情况，若动作压力偏低，应汇报集控长、值长，并通知检修调整。
若油动机伺服阀泄漏，应汇报集控长、值长，并根据情况要求机组减负荷，做相应隔离，然后通知检修处理。 通知检修，检查高压蓄能器氮压气力，若低于7.9MPa，应重新充气。
若EH油泵故障或出口滤网前后差压达0.69MPa，应启动备用泵，停原运行泵，汇报集控长、值长，并进行隔离，然后通知检修处理。
当EH油压降至10～10.7MPa，备用泵应自启动，否则手动启动备用泵。 经处理无效，当EH油压降至9.3MPa，汽轮机跳闸，否则应打闸停机。 十九、加热器水位高处理 现象：
加热器水位指示上升。 加热器水位高报警。 加热器出水温度下降。 处理：
发现加热器水位上升，应核对加热器其他参数如疏水温度、进出水温度等，判断加热器水位是否真实升高，并查明原因，进行处理。
若疏水自动调节失灵，应立即切至手动调节。若疏水系统阀门误关，应立即打开恢复正常运行。 当加热器水位升高至Ⅰ值时,事故疏水阀应自动开启,否则应手动开启。
当加热器水位升高至Ⅱ值时，加热器保护动作，否则应立即手动紧急停用，并通知锅炉及汇报值长。 二十、定子冷却水压力低处理 现象
定冷水压力下降。 定冷水流量下降。
定子进、回水集管差压减小并报警。 定冷水回水温度及定子线圈温度升高。 处理
发现定冷水压力降低，应立即根据上述现象检查原因并采取相应措施果断进行处理，设法恢复正常运行。
若定冷水系统有泄漏，能切换隔离的进行隔离，无法隔离时采取临时封堵措施，若泄漏量较大，无法维持定冷水流量、压力及水位时按停机处理。
若水冷泵出进口差压低至0.14MPa备用泵应自启动，如拒动或定子进、回水集管差压比正常值小0.056MPa时应手动启动备用泵。
若经上述处理无效，定子进、回水集管差压比正常值低0.084MPa且时间达30秒，保护动作跳机，否则应故障停机。 二十一、将汽泵与电泵并列运行操作 接令给泵并泵运行。 确认机组负荷稳定运行。
确认汽泵2800 r/min暖泵运行结束。 确认汽泵再循环阀全开且自动投入。 确认汽泵出口阀全开。
确认电泵给水自动正常，汽包水位稳定。 确认汽泵“CCS ENABLE”灯亮。
将汽泵“CCS/LOCAL”切换开关切至“CCS”位臵，确认“CCS ON”灯亮,CRT上汽泵转速控制变绿。
手操调节阀逐渐缓慢增加汽泵转速，确认汽泵出口压力跟随上升，当汽泵出口压力接近电泵出口压力时，操作要缓慢，确认汽泵出水后，注意汽包水位正常，随着汽泵出力的增加，电泵转速应适当自动下降，当汽泵和电泵转速相差无几且汽包水位稳定正常时，投入汽泵转速控制自动。
并泵结束，汇报。
二十二、轴向位移增大处理 现象
轴向位移指示增大。 轴向位移超限报警。
推力轴承金属温度及回油温度升高。 机组振动可能增加。 处理
当轴向位移增大时，应检查机组负荷、蒸汽参数、凝汽器真空、润滑油压力、推力轴承温度、差胀、振动、机内声音、电网周波、发电机运行情况等，并汇报值长，适当降低机组负荷，查明原因，作相应处理。 如推力轴承金属温度或回油温度异常，应按“轴承温度升高”处理。
如轴向位移增加，且机内出现金属响声或机组发生强烈振动，应破坏真空紧急停机。
经处理无效，轴向位移增大至3.54mm或减小至1.54mm保护动作跳机，否则应破坏真空紧急停机。 二十三、主油箱油位高处理 现象：
主油箱油位计指示升高。 主油箱油位高报警。 处理：
核对就地油位计指示，确认主油箱油位是否升高。
发现油位升高时，应进行油箱底部放水并通知化学取样化验，必要时通知检修滤油。
若轴封汽压力太高或轴加真空太低引起漏汽量大，应调整轴封汽压力或轴加真空，减少漏汽量。 若冷油器泄漏，应进行冷油器切换，隔离查漏并通知检修处理。 若润滑油输送泵误启，应及时停运。 二十四、汽轮机轴承温度升高处理 现象：
轴承温度及回油温度升高并报警。 润滑油温度上升。 机组振动可能增大。 轴向位移可能增大。 处理：
各轴承温度普遍升高，应检查润滑油温度和润滑油压力是否正常。若润滑油压力低“按润滑油压力低”处理。 润滑油压力正常，润滑油温度升高，应检查润滑油温度自动调节及冷却水系统运行情况，若润滑油温度自动调节失灵应切至手动控制，必要时开启油温调节旁路阀控制油温，并通知热工消缺，若冷油器脏堵应投入备用冷油器，隔离原运行冷油器并通知检修清扫，若冷却水中断，应立即启动事故停机水泵设法恢复冷油器供水。 轴承温度升高，应加强对润滑油压力，轴承金属温度及回油温度、机组振动、轴向位移的监视。 如轴承振动增大，应按“机组发生异常振动”处理。
个别轴承温度升高，应检查轴承有无金属磨擦声，正确判断轴承是否损坏或断油。
如推力轴承金属温度或回油温度升高，应检查轴向位移是否正常，并按“轴向位移增大”处理。
当汽轮发电机组任一道轴承温度达下列规定值：#1～#4支持轴承金属温度达107℃，或#5～#7支持轴承温度达97℃，或推力轴承金属温度达98.9℃，应汇报值长。
如汽轮发电机组任一道轴承回油温度达76.6℃，应汇报值长。
如汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟，或回油温度突然上升至82℃，应破坏真空紧急停机。 当汽轮发电机组任一道轴承温度达下列规定值：#1～#4支持轴承金属温度达112℃，#5～#7支持轴承温度达103℃，推力轴承金属温度达107℃，应破坏真空紧急停机。 二十五、除氧器水位降低处理 现象：
除氧器水位指示下降。
除氧器水位低报警。除氧器水位调节旁路阀打开。 处理：
发现除氧器水位下降，应立即核对就地表计，判断水位是否真实下降，并查明原因予以处理。
若除氧器水位自动调节失灵，应切至手动调节，必要时开启旁路阀调节，增大进水量，恢复除氧器正常水位。
若凝结水系统故障，应及时启动备用凝泵，排除故障并根据情况进行隔离，必要时通知检修处理。 检查除氧器底部放水阀、开车放水阀、给水系统放水阀是否严密或误开，并及时关闭。 检查锅炉给水系统是否正常。
经上述处理无效，除氧器水位下降时，汇报集控长、值长，适当减少机组负荷，不得已时启动凝结水输送泵向除氧器补水。
除氧器水位继续下降至低Ⅱ值时，检查给泵及前臵泵应跳闸，否则应故障停泵，并完成正常停机的其他操作。 二十六、氢压降低处理 现象：
氢压指示下降或报警。 补氢量增加。
密度及发电机风扇差压降低。 氢、水差压降低。 处理：
发现氢压降低，应核对就地表计，确认氢压下降，必须立即查明原因予以处理，并增加补氢量以维持发电机内额定氢压，同时加强对氢气纯度及发电机铁芯、线圈温度的监视。
如补氢调节阀失灵，应切至手动调节，如供氢母管压力低，应通知化学设法提高供氢压力。 如因密封油压力下降引起氢压降低，应设法调整密封油压，检查相关系统。 检查氢温自动调节是否正常，如失灵应切至手动调节。
若氢冷系统泄漏，应查出泄漏点，并汇报集控长、值长，要求化学、电气协同查漏，同时做好防火防爆的安全措施。查漏时，应用检漏计或肥皂水。
若氢压下降无法维持额定值，应根据定子铁芯温度情况，联系值长相应降低机组负荷直至停机。 二十七、手动进行凝汽器水侧反冲洗操作 准备好通讯工具。
联系巡检凝汽器进行反冲洗。
确认凝汽器循环水进出口阀、凝汽器反冲洗连同阀、凝汽器反冲洗阀A、B均已送电。 确认机组负荷150MW且运行正常。 开启凝汽器反冲洗连同阀。 关闭凝汽器B侧循环水出水阀。 开启凝汽器B侧反冲洗阀。 关闭凝汽器A侧循环水进水阀。 开启凝汽器A侧反冲洗。 等待反冲洗进行1小时。 关闭凝汽器A侧反冲洗阀。 开启凝汽器A侧循环水进水阀。 关闭凝汽器B侧反冲洗阀。 开启凝汽器B侧循环水出水阀。 关闭凝汽器反冲洗连同阀。 检查机组运行正常。
开启凝汽器反冲洗连同阀。 关闭凝汽器A侧循环水出水阀。 开启凝汽器A侧反冲洗阀。 关闭凝汽器B侧循环水进水阀。 开启凝汽器B侧反冲洗阀。 等待反冲洗1小时。
关闭凝汽器B侧反冲洗阀。 开启凝汽器B侧循环水进水阀。 关闭凝汽器A侧反冲洗阀。 开启凝汽器A侧循环水出水阀。 关闭凝汽器反冲洗连同阀。 反冲洗结束，汇报。
二十八、汽轮机叶片损坏或断裂、脱落处理