汽机与主副值题库Word格式文档下载.docx
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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:
<
0.8MPa,再热蒸汽温度:
260~300℃;
8、凝汽器真空不低于-88Kp;
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?
序号
项目
单位
报警
跳闸
备注
1
OPC超速保护
rpm
3090
关高中压调门及各段抽汽逆止门
2
机械超速
3270~3330
3
TSI超速
3300
110%
4
DEH超速
5
轴向位移大
mm
±
0.9
1.0
6
润滑油压低
MPa(g)
0.049
7
抗燃油压低
Mpa(g)
11.2
8.7
8
真空低
KPa
88
80
9
相对膨胀(低压胀差)
+17-4
+17.75-4.75
10
轴振大
0.125
0.254
延时2S
11
轴承金属温度高
℃
107
113
#1-4瓦
95
105
#5、6瓦
12
推力瓦金属温度高
99
13
远方打闸(硬手操)
14
发电机故障跳闸(含发电机断水30S)
15
高缸排汽温度高
404
427
16
锅炉MFT与汽包水位高三值
17
AST母管油压失去(就地手动打闸)
三取二
18
DEH故障
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?
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
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