第一篇：热电厂主要设备及其作用介绍
一次风机：干燥燃料，将燃料送入炉膛，一般采用离心式风机。
送风机：克服空气预热器、风道、燃烧器阻力，输送燃烧风，维持燃料充分燃烧。
引风机：将烟气排除，维持炉膛压力，形成流动烟气，完成烟气及空气的热交换。
磨煤机：将原煤磨成需要细度的煤粉，完成粗细粉分离及干燥。
空预器：空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。提高锅炉效率，提高燃烧空气温度，减少燃料不完全燃烧热损失。空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在8～10％。
炉水循环泵：建立和维持锅炉内部介质的循环，完成介质循环加热的过程。
燃烧器：将携带煤粉的一次风和助燃的二次风送入炉膛，并组织一定的气流结构，使煤粉能迅速稳定的着火，同时使煤粉和空气合理混合，达到煤粉在炉内迅速完全燃烧。煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。汽轮机本体 汽轮机本体是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。
汽轮机：汽轮机是一种将蒸汽的热势能转换成机械能的旋转原动机。分冲动式和反动式汽轮机。
给水泵：将除氧水箱的凝结水通过给水泵提高压力，经过高压加热器加热后，输送到锅炉省煤器入口，作
为锅炉主给水。
高低压加热器：利用汽轮机抽汽，对给水、凝结水进行加热，其目的是提高整个热力系统经济性。
除氧器：除去锅炉给水中的各种气体，主要是水中的游离氧。
凝汽器：使汽轮机排汽口形成最佳真空，使工质膨胀到最低压力，尽可能多地将蒸汽热能转换为机械能，将乏汽凝结成水。凝结泵：将凝汽器的凝结水通过各级低压加热器补充到除氧器。
油系统设备：一是为汽轮机的调节和保护系统提供工作用油，二是向汽轮机和发电机的各轴承供应大量的润滑油和冷却油。主要设备包括主油箱、主油泵、交直流油泵、冷油器、油净化装置等。
在发电厂中，同步发电机是将机械能转变成电能的唯一电气设备。因而将一次能源（水力、煤、油、风力、原子能等）转换为二次能源的发电机，现在几乎都是采用三相交流同步发电机。在发电厂中的交流同步发电机，电枢是静止的，磁极由原动机拖动旋转。其励磁方式为发电机的励磁线圈FLQ（即转子绕组）由同轴的并激直流励磁机经电刷及滑环来供电。同步发电机由定子（固定部分）和转子（转动部分）两部分组成。定子由定子铁心、定子线圈、机座、端盖、风道等组成。定子铁心和线圈是磁和电通过的部分，其他部分起着固定、支持和冷却的作用。
转子由转子本体、护环、心环、转子线圈、滑环、同轴激磁机电枢组成。
主变压器：利用电磁感应原理，可以把一种电压的交流电能转换成同频率的另一种电压等级的交流电的一种设备。6KV、380V配电装置：完成电能分配，控制设备的装置。
电机：将电能转换成机械能或将机械能转换成电能的电能转换器。
蓄电池：指放电后经充电能复原继续使用的化学电池。在供电系统中，过去多用铅酸蓄电池，现多采用镉镍蓄电池
控制盘：有独立的支架，支架上有金属或绝缘底板或横梁，各种电子器件和电器元件安装在底板或横梁上的一种屏式的电控设备。
1、汽轮机冲转前应具备那些条件？
主汽压、主汽温、再热汽温应符合规程要求；主油压与润滑油压正常；润滑油温正常；大轴弯曲度正常；发电机密封油压、内冷水压正常，且有关差压正常；汽轮机金属温差、差胀、轴向位移正常；轴承温度正常。
2、启动前应先对主、辅设备检查那些项目？
检查并确认所有的检修工作结束；工具、围栏、备用零部件均已收拾干干净；所有的安全设施均已到位（接地装置、保护罩、保护盖）；拆卸下来的保温层均已装复，工作场所整齐整洁；检查操作日志，从事主辅设备检修的检修工作目标已经注销。
3、汽轮机有那些不同的启动方式？
按启动过程中主蒸汽参数分：额定参数启动和滑参数启动。
按启动前汽轮机金属温度（内缸或转子表面）水平分：冷态启动；温态启动；热态启动。按冲转时汽轮机的进汽方式分：高中压缸启动；中压缸启动。
按控制汽轮机进汽流量的阀门分：调节阀启动；自动主汽阀或电动主汽阀启动。
4、汽轮机热态启动的金属温度水平是如何划分的？ 金属温度低于150℃～180℃者称为冷态启动；金属温度在180℃～350℃之间者称为温态启动；金属温度在350℃以上者称为热态启动。有时热态又分为热态（350～450℃）和极热态（450℃以上）。
5、热态启动应具备的条件是什么？
上、下缸温差在允许范围内；大轴晃度不允许超过规定值；启动参数的匹配要符合规程要求；润滑油温不低于35～40℃；胀差应在允许范围内。
6、汽轮机支持轴承的工作原理是什么？
根据建立液体摩擦的理论，两平面之间必须形成楔形间隙；两平面之间有一定速度的相对运动，并承受载荷，平板移动方向必须由楔形间隙的宽口移向窄口；润滑油必须具有一定的粘性和充足的油量，才能保证两平面间有油膜存在。
轴颈放入轴瓦中便形成油楔间隙。当连续地向轴承供给具有一定压力和粘度的润滑油之后，轴颈旋转时与轴瓦形成相对运动，粘附在轴颈上的油层随轴颈一起转动，并带动相邻各层油转动，进入油楔向旋转方向和轴承端部流动。由于楔形面积逐渐减小，带人其中的润滑油由于具有不可压缩性，润滑油被聚集到狭小的间隙中而产生油压。随着转速的升高，油压不断升高。当这个油压超过轴颈上的载荷时，便把轴颈抬起，使间隙增大，则所产生的油压有所降低。当油压作用在轴颈上的力与轴颈上载荷平衡时，轴颈便稳定在一定的位置上旋转，轴颈与轴瓦间形成油膜隔开，建立了液体摩擦。
7、中压缸启动有何意义？
中压缸启动是汽轮机启动时，关闭高压调节阀、开启中压调节阀，利用高、低压旁路系统，先从中压缸进汽启动后切换为高、中压缸联合允许的启动方式。中压缸启动可以充分加热汽缸，加速热膨胀；中压缸启动在热态启动时，可以缩短锅炉点火至冲转时间；中压缸启动可以解决热态启动参数高，造成机组转速摆动，不易并网的问题；启动初期，低压缸流量增加，减少末级鼓风摩擦，提高了末级叶片的安全性；对特殊工况有良好的适应性，主要体现在空负荷和极低负荷运行方面。
8、汽轮机盘车装置有何作用？
在汽轮机启动冲转前和停机后，使转子以一定的转速连续地转动，以保证转子均匀受热和冷却的装置称为盘车装置。
在汽轮机冲转前要用盘车装置带动转子作低速转动，使转子受热均匀，以利机组顺利启动；启动前盘动转子，可以用来检查汽轮机是否具备运行条件，如动静部分是否存在摩擦，主轴弯曲度是否正常等；停机后，投入盘车装置，可搅合汽缸内的汽流，以利于消除汽缸上、下温差，防止转子变形，有助于消除温度较高的轴颈对轴瓦的损伤。
9、汽轮机热态启动应注意那些问题？
汽轮机的热态启动是在盘车连续运行前提下先送轴封汽，后抽真空，且轴封供汽温度应根据转子表面和汽缸温度水平及胀差确定；热态启动时应加强疏水，防止冷水冷汽进入汽缸，真空应适当保持高一些；热态启动时，法兰螺栓加热装置的投入，要根据汽缸的温度水平而定；根据高压缸调节级金属温度在热态启动曲线上确定汽轮机冲转参数、初负荷（系指高压缸调节级汽温与金属温度不匹配度低于精确匹配线以下所确定的最低负荷）、5%额定负荷保持时间及其升速率，注意汽轮机高压缸调节级蒸汽温度与其金属不匹配度须在－56～111℃之间；主蒸汽温度要在最低过热度为50℃的情况下向汽轮机送汽，主汽阀前蒸汽参数应处于主汽阀启动蒸汽参数曲线所示的标有在切换转速下、主汽阀进口的最低汽温的曲线上；热态启动的冲转及带负荷方式与冷态启动相同，但要求顺利迅速地进行；机组升负荷过程中，要密切注意主蒸汽温度、胀差、缸胀和机组的振动情况，主蒸汽温度的剧烈变化对汽轮机的一切运行状态都可能造成严重后果。
10、多级冲动式汽轮机的轴向推力有那几部分构成？其平衡措施有那些？
多级冲动式汽轮机轴向推力的构成：动叶上的轴向推力；叶轮轮面上的轴向推力；汽封凸肩上的轴向推力；转子凸肩上的轴向推力。
多级冲动式汽轮机轴向推力的平衡措施：叶轮上开设平衡孔；设置平衡活塞；采用汽缸反向对置，使汽流反向流动；采用推力轴承。
11、汽轮机启动前的主要准备工作有那些？ 确认按电厂规程对所有系统进行检查正常；辅助设备各项试验正常；主要仪表完备准确；各项保护装置校验正确投入运行；有关辅机、辅助设备按规程投入运行正常；发电机水冷、氢冷、密封油、氢气系统投入运行正常；盘车投入，大轴弯曲正常，检查转动部分声音正常；当锅炉具备点火条件时，开始抽真空。
12、汽轮机禁止启动的规定有那些？
调节系统卡涩，摆动不能消除；危急保安器动作不灵；自动主汽门或调节汽门卡涩或动作不灵；辅助油泵、盘车装置工作失常；上、下缸温差超过规定值；转速表、轴向位移表等主要仪表失常；油质不合格；大轴挠度超过规定值等。
13、汽轮机滑销系统有何作用？
保证汽缸定向自由膨胀，并能保持汽缸与转子中心一致，避免因膨胀不均匀造成不应有的应力及伴同而生的振动。
14、启动前向轴封供汽应注意什么问题？
轴封供汽前先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽；必须在连续盘车状态下向轴封供汽；向轴封供汽时间必须恰当；要注意轴封供汽温度与金属温度的匹配；在高、低温轴封汽源切换时不能太快，否则容易引起胀差的显著变化，导致轴封处不均匀的热变形。
15、高压油采用汽轮机油的供油系统有那些主要设备构成？
一台由汽轮机主轴直接带动的离心式主油泵；一台交流高压辅助油泵；一台交直流低压润滑油泵；二台注油器；两台冷油器；还有滤油器、过压度降低对机组运行有以下几点影响：阀及润滑油低油压发讯器等。
16、汽轮机供油系统有那些作用？
供给调节系统和保护系统的用油；供给轴承润滑用油；供给各运动付机构的润滑用油；向发电机氢密封油系统提供密封油；供给盘车装置和顶轴装置用油。
17、影响胀差的因素有哪些？
答案要点：影响胀差的因素主要有：（1）主、再蒸汽的温度变化率；（2）负荷的变化速度；
（3）轴封供汽温度的高低及供汽时间的长短；（4）蒸汽加热装置的投入时间和所用汽源；（5）暖机时间的长短；（6）凝汽器真空的变化；（7）摩擦鼓风损失；（8）转子回转效应；
（9）汽轮机滑销系统畅通与否；（10）汽缸保温和疏水的影响。
18、启动过程中可以通过哪些手段控制胀差？
答案要点：启动过程中可以通过以下手段来控制胀差：（1）控制主、再蒸汽的温度变化率；（2）控制负荷的变化速度
（3）调整轴封供汽温度的高低及供汽时间的长短；（4）调整蒸汽加热装置的投入时间和所用汽源的温度；
（5）暖机时间的长短；
（6）在升速过程中也可适当调整凝汽器真空。
19、在主蒸汽压力不变时，主蒸汽温度升高对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：主蒸汽温度升高对机组运行影响：
制造厂设计汽轮机时，汽缸、隔板、转子等部件根据蒸汽参数的高低选用钢材，对于某一种钢材有它一定的最高允许工作温度，在这个温度以下，它有一定的机械性能，如果运行中温度高于设计值很多时，势必造成金属机械性能的恶化，强度降低，脆性增加，导致汽缸蠕变变形，寿命缩短，叶轮在轴上的套装松弛，汽轮机运行中发生振动或动静摩擦，严重时使设备损坏，故汽轮机在运行中不允许超温运行。主蒸汽温度升高的处理：（1）主蒸汽温度升高到540℃时，联系锅炉恢复正常，并报告值长；
（2）主蒸汽温度升高到545℃，再次联系锅炉恢复正常，并报告值长减去部分负荷，直至汽温恢复正常。在此汽温下运行不得超过10分钟，否则打闸停机，并做好超温延迟时间记录。
20、在主蒸汽压力不变时，主蒸汽温度降低对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：主蒸汽温（1）主蒸汽温度下降，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，经济性下降。另外，由于蒸汽流量增加，还可能造成通流部分过负荷。（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，往往是发生水冲击的预兆，会引起转子轴向推力增加。一旦发生水冲击，则机组就要受到严重损害。若汽温骤降，使主蒸汽带水，引起水冲击，后果极其严重。主蒸汽温度降低的处理：
（1）应加强监视机组的振动、声音、轴向位移、推力瓦温度、差胀、汽缸金属温度、高中压转子应力趋势等变化；
（2）主蒸汽单管温度降至525℃时，联系锅炉恢复正常；
（3）两平行主蒸汽管温度偏差不大于14℃，否则应与锅炉核准表计，并要求锅炉恢复正常，两管最大温差不准超过42℃；
（4）主蒸汽温度降至500℃时，开电动主闸门前及高导疏水门，当主蒸汽温度降至490℃时，开各缸疏水门；
（5）汽温继续下降，应按规定减负荷，直至停机；（450℃减负荷到零，430℃故障停机）。
21、汽轮机真空下降对汽轮机的运行有何影响？真空下降应如何处理？
答案要点：汽轮机真空下降对汽轮机运行的影响主要有：
（1）汽轮机的理想焓降减小，出力降低，经济性下降；（2）汽轮机真空下降，排汽压力升高，相应的排汽温度也升高，可能造成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）由于排汽温度升高，引起凝汽器冷却水管的胀口松弛，影响了凝汽器的严密性，造成凝结水硬度增大；（4）排汽的比体积减小，流速降低，末级就产生脱流及漩涡。同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，频率降低，振幅增大，极易损坏叶片，造成事故；（5）可能使汽轮机的轴向推力增大。凝汽器真空下降的处理：
（1）检查排汽温度与真空对照表，确定排汽压力是否升高；
（2）查找原因并迅速消除，及时投入备用抽汽设备；（3）根据要求降低负荷，直至停机。
（4）汽轮机的排汽温度不准超过70℃；空负荷不准超过100℃。
22、什么是监视段压力？运行中如何对监视段压力进行分析？
答案要点：调节级汽室压力和各段抽汽压力称为监视段压力。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，可有效地监督通流部分是否工作正常。
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，以作为平时运行监督的标准。在同一负荷（主蒸汽流量）下，监视段压力升高，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。多数情况下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、机械杂物堵塞造成减少段压力升高。
如调节级和高压I段、II段压力同时升高，在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升高是否超过规定值，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。
23、造成汽轮机大轴弯曲的原因有哪些？
答案要点：造成汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，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，汽缸进冷汽、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，出现振动及异常处理不当，停机后汽缸进水等，造成大轴弯曲。
24、汽轮机轴向位移增大的原因有哪些？
答案要点：汽轮机轴向位移增大的主要原因有：（1）汽温汽压下降，通流部分过负荷及回热加热器停用；
（2）隔板轴封间隙因磨损而漏汽增大；（3）蒸汽品质不良，引起通流部分结垢；（4）发生水冲击；（5）负荷变化，一般来讲，凝汽式汽轮机的轴向推力随负荷的增加而增大；对抽汽式或背压式来讲，最大的轴向推力可能在某一中间负荷。（6）推力瓦损坏；（7）凝汽器真空下降；（8）电网频率下降。
25、汽轮机轴向位移增大应如何处理？ 答案要点：轴向位移增大的处理要点：
（1）发现轴向位移增大时，应特别注意推力瓦块温度及其回油温度，注意汽机振动情况，听汽轮机内部是否有异常声音。
（2）轴向位移增大到报警值(+1，-1.45㎜)时，应迅速降负荷，使其降到报警值以下，报告班长查明原因进行处理，并作好记录。
（3）轴向位移增大到动作值(+1.2，-1.65㎜)时，若保护未动作，同时推力瓦块温度升高到95℃时，应紧急故障停机。
（4）轴向位移增大，振动增加显著，轴承回油温度显著升高至75℃时，应紧急故障停机。
（5）轴向位移增大虽未达到极限值，但推力瓦温度明显升高，任一推力瓦块温度升高到95℃时，虽经减负荷处理仍不能恢复时，应故障停机。
26、汽轮机升负荷阶段的注意事项有哪些？
答案要点：（1）应按规程规定严格控制升负荷率，并选择一定的负荷段停留暖机，以控制金属各部件之间的温差和胀差；
（2）应按规程规定严格控制升温、升压速度；（3）加负荷过程中还应经常检查和监视调节系统工作正常、稳定，调门控制油压或指令、油动机开度与当时负荷相对应，调节保安系统各部分油压均正常；（4）加负荷过程中还应加强对机组振动和声音的检查，尤其是推力瓦温度的检查；
（5）负荷增加时，凝汽器水位、除氧器水位、轴封汽压力、油温、氢温、内冷水温、加热器水位都容易变化，要加强监视检查；
（6）随着负荷的增加，应注意真空的变化，及时调节循环水的量；
（7）应在负荷达额定值前，先把蒸汽参数提升到额定值；
（8）主蒸汽温度350℃以上时，节流各管道疏水，防止疏扩超压，主蒸汽温度400℃以上时再关闭管道及本体疏水门；
（9）及时调整加热装置，当高外上缸温度达400℃以上时，可停止加热装置；（10）门杆漏汽压力高于除氧器压力时倒向除氧器；（11）150MW负荷汽温汽压额定时，与锅炉联系投入高加运行，并将疏水倒向除氧器，高加不投入时，负荷不超过180MW。
27、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：
（一）主蒸汽压力升高对运行的影响主要有：
在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高，整个机组的焓降就增大，运行的经济性提高。但当主蒸汽压力升高超过规定变化范围的限度，将会直接威胁机组的安全，主要有以下几点：
（1）机组末几级的蒸汽湿度增大，使末几级动叶片的工作条件恶化，水冲刷严重。
（2）使调节级焓降增加，将造成调节级动叶片过负荷。（3）会引起主蒸汽承压部件的应力升高，将会缩短部件的使用寿命，并有可能造成这些部件的变形，以至于损坏部件。处理：
（1）主蒸汽压力升高到13.23MPa时，应联系锅炉恢复主汽压力并汇报值长；（2）主蒸汽压力升高到13.72MPa时，应立即汇报值长，并采取措施以恢复正常，并做好延迟时间记录。
28、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力降低对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：主蒸汽压力降低对运行的影响主要有：（1）在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力降低，整个机组的焓降就减小，运行的经济性降低。
（2）主蒸汽压力降低后，若调节阀的开度不变，则汽轮机的进汽量减小，各级叶片的受力将减小，轴向推力也将减小，机组的功率将随流量的减小而减小。对机组的安全性没有影响。
（3）主蒸汽压力降低后若机组所发功率不减小，甚至仍要发出额定功率，那么必将使全机蒸汽流量超过额定值，这时若各监视段压力超过最大允许值，将使轴向推力过大，这是危险的，不能允许的。处理：
（1）主蒸汽压力低于规定压力时，联系锅炉恢复正常；（2）主汽压力继续降低时，注意高压油动机开度（或调节阀开度）不应超过规定值，否则应减去部分负荷，并注意汽温、轴向位移、胀差等变化。
29、汽轮机正常运行中应对哪些参数进行监视？ 答案要点：汽轮机正常运行中应监视的参数主要有：（1）蒸汽参数。主蒸汽、再热蒸汽的压力和温度；调节级汽室、高压缸排汽口和各段回热抽汽的的蒸汽压力和温度；排汽压力和排汽温度。
（2）汽轮机状态参数。机组的转速和功率；转子轴向位移和相对胀差；转子的振动和偏心度；高、中压缸及其进汽阀门金属温度；旁路管道金属温度；汽缸的内、外壁和法兰内、外壁温差；上下缸温差；各支持轴承和推力轴承的金属温度。
（3）油系统参数。压力油和润滑油供油母管压力；冷油器后油温和轴承回油温度；调节系统控制油的压力和温度；密封油压、油/氢压力差；各油箱的油位和油质。
（4）各辅机的运行状态。加热器和水泵的投入和切除；给水、凝结水、循环水的压力和温度；各水箱的水位。
30、从冲转到额定转速的过程中要经过哪几个阶段？升速暖机过程中应注意什么问题？
答案要点：从冲转到额定转速的过程中要一般要经过冲转、摩擦检查及低速暖机；升速到中速暖机；升至全速三个阶段。
升速暖机过程中应注意的问题主要有：
（1）转子冲动后，应检查盘车装置应自动退出，停止转动；
（2）冲转后，高排逆止门应开启，为此要特别注意汽轮机高、低压旁路的匹配；
（3）摩擦检查要抓紧进行，不要让转速降得太低；（4）对大机组，低速暖机主要是在低速下对机组进行全面检查，并进行一些配合操作，停留时间不需太长；（5）升速过程中应严格控制升速率，通过临界转速时要平稳，不得停留；
（6）升速阶段要特别注意监视机组的振动，防止振动超过规定值；
（7）升速暖机过程中要特别注意监视机组膨胀及胀差情况；
（8）升速过程中，对轴温、轴瓦温度、轴承回油温度等也应加强监视；
（9）升速过程中还应加强氢密封油温度及空氢侧油压差的监视和调整；
（10）及时调整凝汽器、轴加水位，根据油温、风温、内冷水温的变化情况投各冷油器、冷风器和冷水器的水侧。
31、汽轮机冲转条件中，为什么规定要有一定数值的真空？ 答案要点：汽轮机冲转前必须建立一定的真空，一般为60kPa左右。若真空过低，转子转动就需要较多的新蒸汽，而过多的乏汽突然排入凝汽器，凝汽器汽侧压力瞬间升高较多，可能使凝汽器汽侧形成正压，造成排大气安全薄膜损坏，同时也会给汽缸和转子造成较大的热冲击。
冲动转子时，真空也不能太过高，真空过高不仅要延长建立真空的时间，也因为通过汽轮机的蒸汽流量较少，放热系数也小，使得汽轮机加热缓慢，转速也不易稳定，从而延长汽轮机的启动时间。
32、汽轮机启动时为什么要限制上、下汽缸的温差？ 答案要点：汽轮机上、下缸存在温差，将引起汽缸的变形。上、下缸温度通常是上缸高于下缸，因而引起汽缸的拱背变形，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向动静间隙减小甚至消失，造成动静部分的摩擦，尤其当转子存在热弯曲时，动静部分摩擦的危险更大。
上下缸温差是监视和控制汽缸热翘曲变形的指标。大型汽轮机高压转子一般是整锻的，轴封部分在轴体上车旋加工而成，一旦发生摩擦就会引起大轴弯曲发生振动，如不及时处理，可能引起永久变形。汽缸上下缸温差过大常是造成大轴弯曲的初始原因，因此汽轮机启动时一定要限制上下缸的温差。
33、汽轮机冷态滑参数启动时何时向轴封供汽？向轴封供汽时应注意哪些问题？
答案要点：汽轮机冷态滑参数启动时在冲转前15分钟向轴封供汽。
向轴封供汽时应注意的问题有：
（1）严禁在转子静止状态下向轴封供汽，并尽量缩短冲转前向轴封送汽时间；
（2）在送轴封供汽前应对轴封供汽联箱及轴封供汽压力调节阀前的管道进行充分暖管，并充分疏水，以防止水通过轴封系统进入汽轮机。
（3）启动一台轴抽风机运行，正常后开启其入口门，将另一台投入备用。
（4）向各轴封供汽并保持调整门后汽压，轴抽真空调整到正常值。
34、试叙述汽轮机的冲转操作。
答案要点：1.检查冲转条件全部满足，记录以下参数：主、再热蒸汽温度、压力、高压缸第一级金属温度、中压缸第一静叶持环温度、偏心率、真空、轴向位移、差胀、盘车电流、润滑油压力、温度、EH油温度。2.联系锅炉，停用旁路系统，检查一、二、三级减温水应关闭，高压缸排汽通风阀关闭。
3.在挂闸前，DEH应处于自动状态，DEH操作盘“自动”，“DPU01主控”，“双机运行”，“ＡTC监视”，“单阀”，“旁路切除”灯亮。
4.按下“挂闸”按钮，并保持两秒以上，检查TV1、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2均在关闭位置，RSV1、RSV2自动开启并全开，单操开启高排逆止门。
5.按“主汽门控制”按钮，灯亮，GV1~GV6缓慢开启至全开。
6.按下“升速率”键，设定升速率为100r/min；按下“目标值”键，设定“目标值”为600r/min/min，“保持”灯亮。
7.通知锅炉、电气及汽机值班员准备冲转。按下“进行”健，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。8..当转速达到600r/min时，“进行”灯灭，此时进行全面检查。
35、防止汽轮机大轴弯曲的技术措施有哪些？ 答案要点：（1）汽缸应具有良好的保温条件；（2）主蒸汽管道、旁路系统应有良好的疏水系统；（3）主蒸汽导管和汽缸的疏水符合要求；（4）汽缸各部分温度计齐全可靠；（5）启动前必须测大轴晃动度，超过规定则禁止启动；（6）启动前应检查上、下缸温差，超过规定则禁止启动；
（7）热态启动中要严格控制进汽温度和轴封供汽温度；
（8）加强振动监视；
（9）汽轮机停止后严防汽缸进水。36.汽轮发电机组的振动有哪些危害？
答案要点：（1）汽轮发电机组的大部分事故，甚至比较严重的设备损坏事故，都是由振动引起的，机组异常振动是造成通流部分和其它设备元件损坏的主要原因之一；
（2）机组的振动，会使设备在振动力作用下损坏；（3）长期振动会造成基础及周围建筑物产生共振损坏。
37.汽机停机方式有几种，分别是什么？
汽机停机的方式可分为正常停机和故障停机。正常停机按停机过程参数的不同，可分为滑参数停机和定参数停机。故障停机分为一般故障停机和紧急故障停机，即破坏真空紧急停机。
38.汽机快速冷却有哪几种方式，快冷时应注意什么？ 汽机快速冷却有以下几种方式： 1）蒸汽逆流冷却 2）蒸汽顺流冷却 3）压缩空气逆流快冷 4）压缩空气顺流快冷
快冷应注意以下几个方面问题： 1）快速冷却的安全评价 2）投冷却系统时间的选择 3）冷却介质的选择
4）顺流冷却和逆流冷却的选择 39.什么是甩负荷试验？
甩负荷试验是在汽轮发电机并网带负荷情况下，突然拉掉发电机主断路器，使发电机与电力系统解列，观察机组的转速与调速系统各主要部件在过渡过程中的动作情况，从而判断调速系统的动态稳定性的实验。
甩负荷试验应在调速系统运行正常，锅炉和电气设备运行情况良好，各类安全门调试动作可靠的条件下进行。甩负荷试验，一般按甩负荷的1/
2、3/4及全负荷3个等级进行。甩额定负荷的1/
2、3/4负荷实验合格后，才可以进行甩全负荷实验。40.简述紧急故障停机的步骤。
（1）手打危急保安器，检查并确认自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门已关闭。（2）投入启动油泵和交流润滑油泵向轴承供油，调整氢压和密封油压。
（3）需破坏真空的紧急停机（即前面介绍需紧急停机的1～13），应停止抽气器并打开真空破坏门，必要时给发电机加上励磁。
（4）当因进水紧急停机时，打开汽轮机的全部疏水门，并一直向轴封供汽，直至转子静止。（5）注意转子惰走情况。
41.汽轮机发生哪些情况需要紧急停机？ 发生以下情况：
1）汽机主油箱油位下降到报警值，补救无效； 2）汽轮发电机组任一轴承断油；
3）汽轮发电机组任一轴承回油温度超过允许值且轴瓦金属温度达95℃时；
4）汽轮发电机组及其油系统着火无法扑灭； 5）轴封冒火花；
6）汽机内部出现金属撞击声；
7）主汽或再热器温3分钟内下降50℃及以上； 8）发生水冲击；
9）机组发生强烈振动；
10）汽机工况已达保护跳闸条件而保护拒动； 11）汽轮机任一缸中断进汽； 12）发生严重危及人身设备安全的紧急情况 42.汽轮机的停机过程有何特点？停机过程如何分类？
汽轮机的停机过程是启动的逆过程。在停机过程中汽轮发电机组的输出功率由运行工况降至零，与电网解列，主汽门关闭，其转速由于摩擦鼓风作用逐渐降至零。在停机过程中汽轮机的进汽量逐渐减小至零；高、中压级前的蒸汽参数逐步降低，其汽缸和转子等零件被逐渐冷却。
按停机过程中进汽参数变化的特点，可分为额定参数停机和滑参数停机。按停机的原因或目的可分正常停机和事故停机两大类。正常停机又可分为大修停机和调峰停机两种；事故停机分为一般事故停机和紧急事故停机两种。
大修停机后汽轮机要揭开汽缸进行检修，而揭开汽缸必须待汽缸金属温度降至100℃左右才能进行。因汽缸保温较好，靠停机后自然冷却，需要较长的时间。为了缩短冷却降温的时间，在降负荷过程中，采用逐步降低主蒸汽压力和温度的办法（即滑参数停机），进行强制冷却。
调峰停机是在电网负荷低谷期间，将某些机组停机备用，待电网负荷增大时，再将此机组启动。由于机组启动时间与冲转时汽缸最高金属温度有关：冲转前汽缸的金属温度愈高，启动时加热的温升量愈小，在热应力相同的条件下，启动所需的时间愈短。因此调峰停机应采用滑压停机，或额定参数停机，在降负荷过程中尽可能保持主蒸汽和再热蒸汽温度不变，使停机后汽缸的金属温度较高，以缩短下一次启动的时间，减小启动损失，提高调峰的机动性。
43.大修停机过程如何进行？有什么特点？
大修停机过程可明显的分为：降负荷；打闸停机与电网解列；转速逐渐降至零（惰走过程）；停机后的处理四个阶段。为了使机组充分冷却，对于中间再热机组，或可以切换为单元制的机组，多采用滑参数停机。在降负荷过程中，可保持调节阀开度不变，逐步降低主蒸汽和再热蒸汽的温度，并相应降低主蒸汽压力，以保证蒸汽的过热度和排汽湿度在允许范围内。为了便于锅炉操作，蒸汽的降温和降压交替进行，并适当安排暖机，使转子中心孔的温度也按一定的速度降低，避免出现过大的热应力和负胀差。适时切换除氧器供汽和轴封供汽、停用高压加热器和一台给水泵、一台循环水泵。在尽可能低的负荷下，锅炉熄火，打闸停机与电网解列。在惰走过程中，随润滑油压降低，辅助润滑油泵应自动投入。适时停用主抽气器，使凝汽器真空为零时，转速为零，停止向轴封供汽，立即投入盘车设备，进行连续盘车，直至汽缸温度降至100℃。
44.大修停机后进行快速冷却可采用哪些冷却介质？强制冷却应注意哪些问题？
大修停机后，在惰走过程，可采用低温过热蒸汽进行冷却。在盘车过程，可采用空气冷却。
强制冷却应注意：设计合理的冷却系统，组织冷却汽流，使汽缸和转子均匀冷却；控制冷却介质的温度及流量，以控制金属的冷却速度不超过1℃∕min，使热应力在允许的范围内；要控制汽缸的内、外壁温差和上、下缸温差，使它们符合运行规程的有关规定，同时要避免出现负胀差。
45.与大修停机相比，调峰停机过程有何特点？应注意什么问题？
调峰停机是在电网低谷期间，某些机组停机；而当电网负荷增加时，再将这些机启动投入运行。由于启动前汽轮机的金属温度愈高，启动过程金属的温升量相应减小，启动速度可以加快。为了缩短下一次启动的时间，减少启停损失，提高电网调度的机动性，在调峰停机过程中，尽可能保持机组的金属温度在较高的水平。调峰停机的特点是：在降负荷过程中，或保持蒸汽参数为额定值，或采取滑压停机，尽可能保持主蒸汽和再热蒸汽温度不变；在尽可能高的负荷下打闸停机；在汽机打闸停机后，锅炉才能熄火；凝汽器内真空为零后，才能停止轴封供汽和轴封抽气，防止冷空气由轴封漏入汽缸。
调峰停机也应该严格控制机组降负荷速度；适时切换除氧器供汽和轴封供汽、停用高压加热器和给水泵、循环水泵；同时避免机组被过分冷却。
46.与正常停机相比，事故停机过程有何特点？一般事故停机与紧急事故停机有何差异？
事故停机过程的特点是：主汽门和调节阀迅速关闭，负荷瞬间降到零，机组与电网解列，进入惰走阶段。一般事故停机与紧急事故停机的差异在于：打闸停机后，要不要立即破坏凝汽器的真空。一般事故，允许机组继续转动，不需立即破坏凝汽器真空。按正常停机的惰走过程，适时停主抽气器，转速降到零时，凝汽器真空也降至零，停止向轴封供汽，投入盘车装置进行盘车。而紧急事故停机打闸停机后，要立即破坏凝汽器的真空，以增加转子的摩擦鼓风作用，使转速迅速降至零。
47.紧急事故停机对机组有何不利影响？哪些事故必需实行紧急事故停机？ 由于紧急事故停机破环凝汽器真空时，大量冷空气进入凝汽器，对凝汽器和低压缸迅速冷却，产生很大的“冷冲击”，会造成凝汽器铜管急剧收缩，使其胀口松动，产生泄漏。而且使低压缸和低压转子的热应力增大，有时还会诱发机组振动增大。
必需实行紧急事故停机的事故包括：（1）汽轮机的机械故障。机组振动突然超限；转子轴向位移超限；汽缸内有异常声音或动、静部分发生摩擦；轴承金属温度过高；严重超速等。（2）润滑油系统故障。润滑油压降至30~40kPa(表压)，无法恢复；系统大量漏油，需停交流润滑油泵；油箱油位降至最低油位，可能影响正常供油；发电机密封油压降低，且低于氢压等。（3）重大災害。车间起火，无法补灭；发生破坏性地震等
48.何谓惰走曲线？测绘惰走曲线有何作用？
在停机的惰走过程中，转速随时间的变化的曲线，称为惰走曲线。惰走曲线反映转子的机械状态和主汽门、调节阀等的严密性，可以利用它进行上述问题的判断。如果惰走时间增长，则说明阀门严密性欠佳，有蒸汽漏入汽缸，对转子产生作用力；若惰走时间缩短，则说明动、静部分存在摩擦，或系统严密性不佳；若转速突降对应的转速偏高，则说明轴承润滑有故障或缺陷。
49.紧急事故停机与一般事故停机停机过程有何不同之处？
事故停机是在设备或系统出现异常、可能危及安全运行时，保护系统动作或操作员按动“停机”按钮，主汽门和调节阀快速关闭，机组瞬间降负荷至零，与电网解列，进入惰走阶段，使机组降速至零的停机过程。紧急事故停机与一般事故停机之间的差别是前者在主汽门关闭后，立即打开凝汽器的真空破坏阀，破坏凝汽器的真空。使汽缸内的压力瞬间升至大气压力，加大转子惰走过程的摩擦鼓风作用，迫使转速迅速降至零，以避免转子长时间转动，而使机组损坏或事故扩大。而一般事故停机，则无须在主汽门关闭后，立即破坏凝汽器的真空。
50．简述滑参数停机的主要操作。
（1）停机前的准备。试验高压辅助油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置电机；为轴封、除氧器和准备好低温汽源；并对法兰螺栓加热装置的管道进行暖管。
（2）减负荷。1）带额定负荷的机组，先将负荷按规定速度降到80～85%或更多一些。
2）通知锅炉减弱燃烧降低蒸汽温度和压力（大概1℃/min的降温速度），同时逐渐将调节汽门全开，稳定运行一段时间。
3）待汽缸法兰温差减小后，按滑参数停机曲线分阶段（每一阶段的温降约为20～40℃）交替降温、降压、减负荷，直至负荷减至较低值。（3）解列发电机停机和转子惰走
（4）盘车。当转子完全静止后，应立即投入盘车装置，防止转子产生热弯曲。
51．简述滑参数停机的注意事项。
（1）滑停时，最好保证蒸汽温度比该处金属温度低20～50℃为宜。过热度始终保持50℃，低于该值。开疏水门或旁路门。
（2）控制降温降压速度。新蒸汽平均降温速度为1～2℃/min，降压速度为19.7kPa/min，当蒸汽温度低于高压内上缸壁温30～40℃时，停止降温。
（3）不同负荷阶段降温降压速度不同。较高负荷时，可快些，低负荷时，降温降压应缓慢进行，以保证金属降温速度比较稳定。（4）正确使用法兰螺栓加热装置，以减小法兰内外壁温差和汽轮机的胀差。因为法兰冷却的滞后会限制汽缸的收缩。
（5）减负荷应等到再热汽温接近主蒸汽温度时，再进行下一次的降压。防止滑停结束时，因再热蒸汽降温滞后于主蒸汽降温，使中压缸温度还较高。
（6）滑停时，不准做汽轮机的超速试验。因为新蒸汽参数较低，要进行超速试验就必须关小调节汽阀，提高压力，当压力提高后，就有可能使得新蒸汽的温度低于对应压力下的饱和温度。此时再开大汽阀做超速试验，就有可能有大量凝结水进入汽轮机造成水冲击。52．真空下降的危害有哪些？
1）导致排汽压力升高，做功能力（焓降）减小，使机组出力减小。
2）排汽缸和轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动。
3）凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂，造成凝汽器泄漏。
4）排汽容积减小，使末级产生脱流和旋涡。
5）若保持负荷不变，将使轴向推力增大和叶片过负荷。53．真空下降的现象有哪些？ 1）真空表指示下降； 2）低压缸排汽温度升高； 3）凝汽器端差明显增大； 4）凝结水过冷度增大；
5）在汽轮机调节汽门开度不变的情况下，负荷降低。54.真空急剧下降的原因有哪些？如何处理？ 1）循环水中断
（1）主要表征：凝汽器真空急剧降落；排汽温度显著升高；循环水泵电机电流和进出口压差到零。（2）原因及处理：
①循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入水位过低、入口滤网脏堵所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清除杂物。
②若循环水泵出口压力、电机电流大幅度下降则可能是循环泵本身故障引起。启动备用循环水泵，关闭事故泵的出水门；若两台泵均处于运行状态同时跳闸时，即使发现并未反转时，可强行合闸；无备用泵，应迅速将负荷降到零，打闸停机。
③循环水泵运行中出口误关，备用泵出口误开，造成循环水倒流，也会使真空急剧下降。若在未关死前及时发现，应设法恢复供水，根据真空情况紧急减负荷；若发现较晚，需不破坏真空紧急停机。
④循环水泵失电或跳闸。需不破坏真空紧急停机。2）射水抽气器工作失常
若射水泵出口压力、电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；若射水泵出口压力、电机电流下降，则是由于泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况均应启动备用射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。3）凝汽器满水
凝汽器在短时间内满水，一般是由于铜管泄漏严重（同时凝结水硬度增大），大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障（出口压力和电机电流减小甚至到零）所致。处理方法是：立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵，必要时将凝结水排入地沟，直至水位恢复正常。4）低压轴封供汽中断
轴封供汽中断的可能原因有：负荷降低时未及时调整轴封供汽压力使供汽压力降低；汽封系统进使轴封供汽中断；轴封压力调整器失灵，调节阀芯脱落。因此在机组负荷降低时，要及时调整轴封供汽压力为正常值；若是轴封压力调整器失灵应切换为手动，待修复后投入；若因轴封供汽带水造成，则应及时消除供汽带水。
5）真空系统管道严重漏气
真空系统漏入的大量空气，最终都汇集到凝汽器中，使传热热阻增大，真空异常下降。运行中真空管道严重漏气，可能是由于膨胀不均使管道破裂，或误开与真空系统连接的阀门所致。若是真空管道破裂漏气则应查漏补漏予以解决；若是误开阀门引起的，应及时关闭。
6）冬季运行时，利用限制凝汽器冷却水入口流量保持汽轮机排汽温度，致使冷却水流速过低而在冷却水出口管道上部形成汽塞，阻止冷却水的排出，也会导致真空急剧下降。
55.真空缓慢下降的原因有哪些？如何处理？
因为真空系统庞大，影响真空因素较多，所以最容易发生，查找原因也比较困难。引起真空缓慢下降的原因通常有：
1）循环水量不足
循环水不足表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大。找出循环水不足的原因，采取相应的方法进行处理。
2）凝汽器水位升高
导致凝汽器水位升高的原因可能有：凝结水泵入口汽化（凝结水泵电流减小）、铜管破裂（凝结水硬度增大）、软水门未关、备用凝结水泵的逆止门损坏（关备用泵的出口门后水位不再升高）等。处理方法分别为：启备用泵，停故障泵；关闭备用泵的出水门，更换逆止门；关补充水门；降低负荷停半面凝汽器，查漏堵管。
3）射水抽气器工作水温升高
工作水温升高，使抽汽室压力升高，降低了抽气器的效率。当发现水温升高时，应开启工业水补水，以降低工作水温。
4）真空系统管道及阀门不严密使空气漏入
真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，凝汽器传热端差增大。
5）凝汽器内冷却水管结垢或脏污
其表象是：随着脏污日益严重，凝汽器传热端差也逐渐增大，抽气器抽出的空气混合物温度也随着增高。经真空严密性试验证明不是由于真空系统漏入空气而又有以上现象时就可确认凝汽器真空缓慢下降是由凝汽器表面脏污引起，应及时进行清洗。6）冷却水温上升过高
通常发生在夏季，采用循环供水更容易出现这种情况。为保证凝汽器真空应适当增加循环水量。56．汽轮机进水的主要征象有哪些？
1）汽轮机轴向位移、振动、胀差负值大； 2）上下缸温差≥43℃。3）抽汽管上下温差大于报警值，抽汽管振动，有水击声和白色蒸汽冒出。
4）主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降。
5）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，管道法兰、阀门、密封环、汽缸结合面和轴封处有白色湿蒸汽冒出。
6）推力瓦乌金温度和回油温度急剧增高。7）加热器满水或汽包、凝汽器满水。
8）监视段压力异常升高，机组负荷骤然下降。各机组发生水冲击的原因不同，上述象征不一定同时出现。
57.发生汽轮机进水时如何处理？
当机组发生水冲击事故时，应立即破坏真空紧急停机，密切监视推力瓦温度、回油温度、振动、轴向位移和机内声音，开启汽轮机本体及有关蒸汽管上的疏水门，注意转子惰走情况。停止后，立即投入盘车，注意盘车电流并测量大轴弯曲值。转子如果在停机过程中没有发现任何不正常情况，可小心谨慎地重新启动。若停机或再次启动有异常情况时，应开缸检查。58.叶片断落的一般象征有哪些？
1）汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声，伴随机组突然发生振动。2）当叶片不对称脱落较多时，使转子不平衡，引起机组振动明显增大。
3）调节级围带飞脱堵在下一级静叶片上时，使通流部分堵塞，导致调节汽室压力升高。
4）低压末级叶片飞脱落入凝汽器内时，除了有较强的撞击声，且若打坏铜管，会使凝结水的硬度和导电率突增，热井水位增高，凝结水的过冷度增大。
5）若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管。使抽汽逆止阀卡涩，或进入加热器使管子损坏，水位升高。
59.叶片断落如何处理。
如果危急保安器未动作，应立即手打危急保安器，破坏真空紧急停机。若需重新启动，必须做超速试验，经调整合格，确认正常，才可以重新启动。危急保安器动作后主汽门不能关闭，多数原因是阀杆卡涩、弹簧松弛或阀座中有杂物，此时应强行关闭，并立即关闭电动主汽门破坏真空紧急停机。待缺陷消除后才可重新启动。
60．汽轮机轴承损坏的危害有哪些？
轴承损坏事故，主要针对汽轮发电机组的推力轴承和支持轴承而言。当油膜被破坏，除会引起轴承烧瓦事故外，还会引起如下严重后果。（1）轴瓦乌金烧熔时，转子因轴颈局部受热而弯曲，引起轴承振动和噪声。
（2）推力瓦乌金烧熔时，转子向后窜动，轴向位移增大，将引起汽轮机通流部分碰磨，导致机组损坏。61．产生汽轮机轴承损坏的原因有哪些？
1）润滑油压过低。造成油压过低的原因有：主油泵磨损；入口滤网脏堵；油系统逆止门不严密，使部分油从辅助油泵倒流入油箱；各轴承的压力进油管及连接法兰漏油等。
2）润滑油温过高。冷油器运行失常使润滑油温升高，油的粘度下降。
3）润滑油中断。造成润滑油中断的原因有：主油泵故障；油系统管道堵塞；油箱油位过低使主油泵不能正常工作等。
4）油质不良。包括：油质劣化，油中含有机械杂质；油中含水。
5）轴瓦与轴的间隙过大。轴瓦间隙正常为轴径的0.001～0.003倍。若过大，一是油从轴瓦中流出速度过快，难形成连续油膜；二是随轴上负荷的增大，更多的润滑油被挤出，使油膜厚度减小 6）乌金脱落。产生原因：轴承振动过大；乌金质量不良或乌金材料因疲劳而变形；推力轴承负载过大；浇铸乌金时温度过高，使发生大小不一的块状剥落。7）发电机或励磁机漏电。使推力瓦块产生电腐蚀，承载能力下降。
62．汽轮机轴承损坏的处理原则如何？
1）当发现轴向位移逐渐增加时，迅速减负荷使恢复正常，特别注意推力瓦金属温度和回油温度。
2）当推力轴承轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高冒烟，振动增大，说明轴瓦烧损，此时应立即手打危急保安器，解列发电机。
63.若因焊接问题引起高压给水管道破裂时的处理步骤有那些？
（1）发现给水不正常并判断为高压给水管路破裂；（2）联系锅炉，降负荷维持水位；（3）水位不能维持，紧急停机；（4）汇报值长，联系电气；（5）联系检修处理；（6）恢复音响声光报警。
64.凝结水系统启动前必须具备的主要条件？
（1）凝结水补充水箱水位正常，至凝汽器热井的补充水管路充水，补充水泵已灌水；（2）凝结水系统，给水箱已冲洗完毕。凝结水系统已充水放气，凝汽器热井、除氧器给水箱充水至较高水位。
（3）凝结水泵再循环电动门开启，凝结水最小流量再循环、除氧器给水箱、凝汽器热井水位等自动控制装置处于可运行状态。
65.在运行中停止5#低压加热器的操作步骤是什么？ 1.关闭#5低加连续排汽门。
2.关闭五段抽汽电动门，开启五段抽汽电动门前、逆止门后疏水阀。
3.若#5低加有检修工作，应首先开启#5低加凝结水旁路门，然后关闭#5低加凝结水进口门后，再关出口门。
4.对#5低加进行隔离：
A..五段抽汽电动门#5低加凝结水进、出口门、旁路门切电。
B.关闭#5低加出口门前事故放水一次手动门及二次电动门、并切电。
C.关闭#3高加至#5低加逐级疏水调节阀前截门。D.关闭#5低加逐级疏水调节阀前、后截止门。E.关闭#5低加事故疏水调节阀前、后截止门。F.关闭#5低加连续排汽门。G.关闭#5低加启动排汽门。
H.关闭五段抽汽逆止门前、后疏水阀。I.开启#5低加汽、水侧放水门泄压至零。
66.影响给水溶氧量的因素有那些，如何保证给水溶氧量的合格？
（1）排汽阀开度，一二次加热蒸汽的比例，主凝结水流量和温度的变化，补水率的调整，给水箱中再沸腾管的运行状况，疏水箱来的疏水；
（2）合适的排汽阀的开度，调整一二次加热蒸汽的比例，注意调整主凝结水流量稳定，必要时投入再沸腾管，保持疏水箱来水的连续、均匀和小流量。67.在运行中停止单只高加的操作步骤是什么？
（1）联系值长适当降低机组负荷（负荷按电厂规程）；（2）高压加热器疏水自动、保护解列；
（3）逐渐关闭高压加热器进汽门，控制给水温度下降在规定范围内（给水温度下降速率按电厂规程）；（4）关闭高压加热器向除氧器疏水门；（5）开启高压加热器汽侧放水门；（6）开启抽汽逆止门前后疏水门；
（7）关闭高压加热器进水门、出水门（自动旁路打开）；（8）检查高压加热器无水位。
68.汽动给水泵的启动操作过程如何？（1）启动前的检查及准备（2）送轴封
（3）启动前置泵（4）小机的启动
1）小机的启动有冷态和热态之分，当小机从额定负荷停机后，在半小时内启动时为热态启动，在0.5~12小时范围内再启动为半热态启动，停机时间超过12小时为冷态启动。2）冷态启动：
A.冲转条件满足要求 B.冲转
小机挂闸、开启高低压自动主汽门、选择转速自动方式，以100r/min/min的升速率升速至600r/min，暖机至少20分钟，转速超过40r/min，注意盘车装置应自动脱扣，否则立即手动停止盘车装置运行，注意监视轴向位移及机组振动，注意轴承金属温度及回油温度的变化。
低速暖机结束，以200r.min/min的升速率升速至1800r/min 暖机25分钟，并对机组进行全面检查。
高速暖机结束后以300r/min/min的升速率升速至3000r/min，过临界转速时应注意平稳、快速地通过，不得停留。振动值不得超过0.125mm。在就地手打危机保安器，注意高低压自动主汽门、调速汽门应快速关闭无卡涩，小机转速应明显下降。
检查一切正常后，小机重新挂闸，开启高低压自动主汽门，以300r/min/min的升速率升速至3000r/min
对机组进行全面检查，一切正常。关闭小机本体及其它所有疏水阀。69.汽动给水泵的停止操作过程如何？
（1）汽动给水泵停止前的检查。
（2）正常停机时，负荷降至180MW，先启动电动给水泵并检查一切正常后，将待停的汽动给水泵负荷转移到电动给水泵后方可停止汽动给水泵运行。（3）汽动给水泵的停止：
A停运泵负荷到零，关闭停运泵出口门。
B将机组转速降至3000r/min后，就地手打危机保安器停机，注意高、低压自动主汽门及调速汽门应快速关闭无卡涩，机组转速应明显下降。
C开启小机本体疏水阀，注意监视凝汽器真空的变化。
D停止前置泵。
E连续盘车12小时以上，直到汽缸完全冷却后，停盘车，停交流油泵及排烟风机。F若给水泵停运后需做备用或检修做相应操作。70.冷态启动中，凝汽器抽真空操作。（1）关闭凝汽器真空破坏阀。
（2）开启凝汽器真空破坏阀的密封水供水门，注水至溢流管出水后，调整供水门开度，保持有少量溢流。
（3）开启二台真空泵分离水箱补水门，开启二台真空泵泵体放空气门，关闭真空泵泵体放空气门，将分离水箱补水至正常水位。
（4）启动二台真空泵运行，开启两台泵的出口门。
（5）开启真空泵密封水冷却器的冷却水进水二次门，投入真空泵密封水冷却器。注意运行中及时调整，保证冷却器出口、真空泵入口密封水温度不大于25℃。
（6）检查凝汽器真空应上升，当真空上升至-0.075MPa以上时，可停运一台真空泵运行。将该泵投入备用。
71.那些原因可能引起除氧器水位低，应如何处理？（1）进水减少或补水中断，应加大进水或补水；（2）误开事故放水阀，应关严事故放水阀；（3）凝结水再循环阀开度过大，应关小或全关凝结水再循环阀；
（4）锅炉进水突然增加或排汽量、排污量大，应关小锅炉排污阀或暂停排污。
72.什么是加热器出口端差。若在加热器运行中端差不正常增大，可能的原因有哪些。
加热器汽侧压力下的饱和温度与加热器出口水温度的差值。若端差不正常增加，可能的原因有：（1）加热器受热面结垢；
（2）汽侧抽空气系统工作不正常；（3）加热器水位高，淹没部分受热面；（4）水侧旁路们漏水
（5）抽汽电动阀或逆止阀开度不足或卡涩导致节流 73.除氧器水位高的常见原因及处理方法。（1）进水量过大；减小进水量。（2）给水泵故障；启动备用给水泵
（3）凝汽器泄漏（凝汽器热井水位同时升高）；对凝汽器查漏
（4）锅炉突然降负荷；查明锅炉原因，迅速处理，必要时，开启事故放水阀放水。
74.主凝结水旁路的作用，常见类型及其特点。
第二篇：火力发电厂主要设备及其作用介绍
火力发电厂主要设备及其作用介绍
一次风机：干燥燃料，将燃料送入炉膛，一般采用离心式风机。
送风机：克服空气预热器、风道、燃烧器阻力，输送燃烧风，维持燃料充分燃烧。
引风机：将烟气排除，维持炉膛压力，形成流动烟气，完成烟气及空气的热交换。
磨煤机：将原煤磨成需要细度的煤粉，完成粗细粉分离及干燥。
空预器：空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热燃烧所需空气的一种热交换装置。提高锅炉效率，提高燃烧空气温度，减少燃料不完全燃烧热损失。空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在8～10％。
炉水循环泵：建立和维持锅炉内部介质的循环，完成介质循环加热的过程。
燃烧器：将携带煤粉的一次风和助燃的二次风送入炉膛，并组织一定的气流结构，使煤粉能迅速稳定的着火，同时使煤粉和空气合理混合，达到煤粉在炉内迅速完全燃烧。煤粉燃烧器可分为直流燃烧器和旋流燃烧器两大类。汽轮机本体
汽轮机本体是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。
汽轮机：汽轮机是一种将蒸汽的热势能转换成机械能的旋转原动机。分冲动式和反动式汽轮机。
给水泵：将除氧水箱的凝结水通过给水泵提高压力，经过高压加热器加热后，输送到锅炉省煤器入口，作为锅炉主给水。
高低压加热器：利用汽轮机抽汽，对给水、凝结水进行加热，其目的是提高整个热力系统经济性。
除氧器：除去锅炉给水中的各种气体，主要是水中的游离氧。
凝汽器：使汽轮机排汽口形成最佳真空，使工质膨胀到最低压力，尽可能多地将蒸汽热能转换为机械能，将乏汽凝结成水。
凝结泵：将凝汽器的凝结水通过各级低压加热器补充到除氧器。
油系统设备：一是为汽轮机的调节和保护系统提供工作用油，二是向汽轮机和发电机的各轴承供应大量的润滑油和冷却油。主要设备包括主油箱、主油泵、交直流油泵、冷油器、油净化装置等。
在发电厂中，同步发电机是将机械能转变成电能的唯一电气设备。因而将一次能源（水力、煤、油、风力、原子能等）转换为二次能源的发电机，现在几乎都是采用三相交流同步发电机。在发电厂中的交流同步发电机，电枢是静止的，磁极由原动机拖动旋转。其励磁方式为发电机的励磁线圈FLQ（即转子绕组）由同轴的并激直流励磁机经电刷及滑环来供电。同步发电机由定子（固定部分）和转子（转动部分）两部分组成。定子由定子铁心、定子线圈、机座、端盖、风道等组成。定子铁心和线圈是磁和电通过的部分，其他部分起着固定、支持和冷却的作用。
转子由转子本体、护环、心环、转子线圈、滑环、同轴激磁机电枢组成。
主变压器：利用电磁感应原理，可以把一种电压的交流电能转换成同频率的另一种电压等级的交流电的一种设备。
6KV、380V配电装置：完成电能分配，控制设备的装置。
电机：将电能转换成机械能或将机械能转换成电能的电能转换器。
蓄电池：指放电后经充电能复原继续使用的化学电池。在供电系统中，过去多用铅酸蓄电池，现多采用镉镍蓄电池
控制盘：有独立的支架，支架上有金属或绝缘底板或横梁，各种电子器件和电器元件安装在底板或横梁上的一种屏式的电控设备。
1、汽轮机冲转前应具备那些条件？
主汽压、主汽温、再热汽温应符合规程要求；主油压与润滑油压正常；润滑油温正常；大轴弯曲度正常；发电机密封油压、内冷水压正常，且有关差压正常；汽轮机金属温差、差胀、轴向位移正常；轴承温度正常。
2、启动前应先对主、辅设备检查那些项目？
检查并确认所有的检修工作结束；工具、围栏、备用零部件均已收拾干干净；所有的安全设施均已到位（接地装置、保护罩、保护盖）；拆卸下来的保温层均已装复，工作场所整齐整洁；检查操作日志，从事主辅设备检修的检修工作目标已经注销。
3、汽轮机有那些不同的启动方式？
按启动过程中主蒸汽参数分：额定参数启动和滑参数启动。
按启动前汽轮机金属温度（内缸或转子表面）水平分：冷态启动；温态启动；热态启动。按冲转时汽轮机的进汽方式分：高中压缸启动；中压缸启动。
按控制汽轮机进汽流量的阀门分：调节阀启动；自动主汽阀或电动主汽阀启动。
4、汽轮机热态启动的金属温度水平是如何划分的？
金属温度低于150℃～180℃者称为冷态启动；金属温度在180℃～350℃之间者称为温态启动；金属温度在350℃以上者称为热态启动。有时热态又分为热态（350～450℃）和极热态（450℃以上）。
5、热态启动应具备的条件是什么？
上、下缸温差在允许范围内；大轴晃度不允许超过规定值；启动参数的匹配要符合规程要求；润滑油温不低于35～40℃；胀差应在允许范围内。
6、汽轮机支持轴承的工作原理是什么？
根据建立液体摩擦的理论，两平面之间必须形成楔形间隙；两平面之间有一定速度的相对运动，并承受载荷，平板移动方向必须由楔形间隙的宽口移向窄口；润滑油必须具有一定的粘性和充足的油量，才能保证两平面间有油膜存在。
轴颈放入轴瓦中便形成油楔间隙。当连续地向轴承供给具有一定压力和粘度的润滑油之后，轴颈旋转时与轴瓦形成相对运动，粘附在轴颈上的油层随轴颈一起转动，并带动相邻各层油转动，进入油楔向旋转方向和轴承端部流动。由于楔形面积逐渐减小，带人其中的润滑油由于具有不可压缩性，润滑油被聚集到狭小的间隙中而产生油压。随着转速的升高，油压不断升高。当这个油压超过轴颈上的载荷时，便把轴颈抬起，使间隙增大，则所产生的油压有所降低。当油压作用在轴颈上的力与轴颈上载荷平衡时，轴颈便稳定在一定的位置上旋转，轴颈与轴瓦间形成油膜隔开，建立了液体摩擦。
7、中压缸启动有何意义？
中压缸启动是汽轮机启动时，关闭高压调节阀、开启中压调节阀，利用高、低压旁路系统，先从中压缸进汽启动后切换为高、中压缸联合允许的启动方式。中压缸启动可以充分加热汽缸，加速热膨胀；中压缸启动在热态启动时，可以缩短锅炉点火至冲转时间；中压缸启动可以解决热态启动参数高，造成机组转速摆动，不易并网的问题；启动初期，低压缸流量增加，减少末级鼓风摩擦，提高了末级叶片的安全性；对特殊工况有良好的适应性，主要体现在空负荷和极低负荷运行方面。
8、汽轮机盘车装置有何作用？
在汽轮机启动冲转前和停机后，使转子以一定的转速连续地转动，以保证转子均匀受热和冷却的装置称为盘车装置。
在汽轮机冲转前要用盘车装置带动转子作低速转动，使转子受热均匀，以利机组顺利启动；启动前盘动转子，可以用来检查汽轮机是否具备运行条件，如动静部分是否存在摩擦，主轴弯曲度是否正常等；停机后，投入盘车装置，可搅合汽缸内的汽流，以利于消除汽缸上、下温差，防止转子变形，有助于消除温度较高的轴颈对轴瓦的损伤。
9、汽轮机热态启动应注意那些问题？
汽轮机的热态启动是在盘车连续运行前提下先送轴封汽，后抽真空，且轴封供汽温度应根据转子表面和汽缸温度水平及胀差确定；热态启动时应加强疏水，防止冷水冷汽进入汽缸，真空应适当保持高一些；热态启动时，法兰螺栓加热装置的投入，要根据汽缸的温度水平而定；根据高压缸调节级金属温度在热态启动曲线上确定汽轮机冲转参数、初负荷（系指高压缸调节级汽温与金属温度不匹配度低于精确匹配线以下所确定的最低负荷）、5%额定负荷保持时间及其升速率，注意汽轮机高压缸调节级蒸汽温度与其金属不匹配度须在－56～111℃之间；主蒸汽温度要在最低过热度为50℃的情况下向汽轮机送汽，主汽阀前蒸汽参数应处于主汽阀启动蒸汽参数曲线所示的标有在切换转速下、主汽阀进口的最低汽温的曲线上；热态启动的冲转及带负荷方式与冷态启动相同，但要求顺利迅速地进行；机组升负荷过程中，要密切注意主蒸汽温度、胀差、缸胀和机组的振动情况，主蒸汽温度的剧烈变化对汽轮机的一切运行状态都可能造成严重后果。
10、多级冲动式汽轮机的轴向推力有那几部分构成？其平衡措施有那些？
多级冲动式汽轮机轴向推力的构成：动叶上的轴向推力；叶轮轮面上的轴向推力；汽封凸肩上的轴向推力；转子凸肩上的轴向推力。
多级冲动式汽轮机轴向推力的平衡措施：叶轮上开设平衡孔；设置平衡活塞；采用汽缸反向对置，使汽流反向流动；采用推力轴承。
11、汽轮机启动前的主要准备工作有那些？ 确认按电厂规程对所有系统进行检查正常；辅助设备各项试验正常；主要仪表完备准确；各项保护装置校验正确投入运行；有关辅机、辅助设备按规程投入运行正常；发电机水冷、氢冷、密封油、氢气系统投入运行正常；盘车投入，大轴弯曲正常，检查转动部分声音正常；当锅炉具备点火条件时，开始抽真空。
12、汽轮机禁止启动的规定有那些？
调节系统卡涩，摆动不能消除；危急保安器动作不灵；自动主汽门或调节汽门卡涩或动作不灵；辅助油泵、盘车装置工作失常；上、下缸温差超过规定值；转速表、轴向位移表等主要仪表失常；油质不合格；大轴挠度超过规定值等。
13、汽轮机滑销系统有何作用？
保证汽缸定向自由膨胀，并能保持汽缸与转子中心一致，避免因膨胀不均匀造成不应有的应力及伴同而生的振动。
14、启动前向轴封供汽应注意什么问题？
轴封供汽前先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽；必须在连续盘车状态下向轴封供汽；向轴封供汽时间必须恰当；要注意轴封供汽温度与金属温度的匹配；在高、低温轴封汽源切换时不能太快，否则容易引起胀差的显著变化，导致轴封处不均匀的热变形。
15、高压油采用汽轮机油的供油系统有那些主要设备构成？
一台由汽轮机主轴直接带动的离心式主油泵；一台交流高压辅助油泵；一台交直流低压润滑油泵；二台注油器；两台冷油器；还有滤油器、过压度降低对机组运行有以下几点影响：阀及润滑油低油压发讯器等。
16、汽轮机供油系统有那些作用？
供给调节系统和保护系统的用油；供给轴承润滑用油；供给各运动付机构的润滑用油；向发电机氢密封油系统提供密封油；供给盘车装置和顶轴装置用油。
17、影响胀差的因素有哪些？
答案要点：影响胀差的因素主要有：（1）主、再蒸汽的温度变化率；（2）负荷的变化速度；
（3）轴封供汽温度的高低及供汽时间的长短；（4）蒸汽加热装置的投入时间和所用汽源；（5）暖机时间的长短；（6）凝汽器真空的变化；（7）摩擦鼓风损失；（8）转子回转效应；
（9）汽轮机滑销系统畅通与否；（10）汽缸保温和疏水的影响。
18、启动过程中可以通过哪些手段控制胀差？
答案要点：启动过程中可以通过以下手段来控制胀差：（1）控制主、再蒸汽的温度变化率；（2）控制负荷的变化速度
（3）调整轴封供汽温度的高低及供汽时间的长短；（4）调整蒸汽加热装置的投入时间和所用汽源的温度；（5）暖机时间的长短；
（6）在升速过程中也可适当调整凝汽器真空。
19、在主蒸汽压力不变时，主蒸汽温度升高对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：主蒸汽温度升高对机组运行影响： 制造厂设计汽轮机时，汽缸、隔板、转子等部件根据蒸汽参数的高低选用钢材，对于某一种钢材有它一定的最高允许工作温度，在这个温度以下，它有一定的机械性能，如果运行中温度高于设计值很多时，势必造成金属机械性能的恶化，强度降低，脆性增加，导致汽缸蠕变变形，寿命缩短，叶轮在轴上的套装松弛，汽轮机运行中发生振动或动静摩擦，严重时使设备损坏，故汽轮机在运行中不允许超温运行。主蒸汽温度升高的处理：
（1）主蒸汽温度升高到540℃时，联系锅炉恢复正常，并报告值长；
（2）主蒸汽温度升高到545℃，再次联系锅炉恢复正常，并报告值长减去部分负荷，直至汽温恢复正常。在此汽温下运行不得超过10分钟，否则打闸停机，并做好超温延迟时间记录。
20、在主蒸汽压力不变时，主蒸汽温度降低对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：主蒸汽温（1）主蒸汽温度下降，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，经济性下降。另外，由于蒸汽流量增加，还可能造成通流部分过负荷。（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，往往是发生水冲击的预兆，会引起转子轴向推力增加。一旦发生水冲击，则机组就要受到严重损害。若汽温骤降，使主蒸汽带水，引起水冲击，后果极其严重。主蒸汽温度降低的处理：
（1）应加强监视机组的振动、声音、轴向位移、推力瓦温度、差胀、汽缸金属温度、高中压转子应力趋势等变化；
（2）主蒸汽单管温度降至525℃时，联系锅炉恢复正常；
（3）两平行主蒸汽管温度偏差不大于14℃，否则应与锅炉核准表计，并要求锅炉恢复正常，两管最大温差不准超过42℃；
（4）主蒸汽温度降至500℃时，开电动主闸门前及高导疏水门，当主蒸汽温度降至490℃时，开各缸疏水门；（5）汽温继续下降，应按规定减负荷，直至停机；（450℃减负荷到零，430℃故障停机）。
21、汽轮机真空下降对汽轮机的运行有何影响？真空下降应如何处理？ 答案要点：汽轮机真空下降对汽轮机运行的影响主要有：（1）汽轮机的理想焓降减小，出力降低，经济性下降；
（2）汽轮机真空下降，排汽压力升高，相应的排汽温度也升高，可能造成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）由于排汽温度升高，引起凝汽器冷却水管的胀口松弛，影响了凝汽器的严密性，造成凝结水硬度增大；
（4）排汽的比体积减小，流速降低，末级就产生脱流及漩涡。同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，频率降低，振幅增大，极易损坏叶片，造成事故；（5）可能使汽轮机的轴向推力增大。凝汽器真空下降的处理：
（1）检查排汽温度与真空对照表，确定排汽压力是否升高；（2）查找原因并迅速消除，及时投入备用抽汽设备；（3）根据要求降低负荷，直至停机。
（4）汽轮机的排汽温度不准超过70℃；空负荷不准超过100℃。
22、什么是监视段压力？运行中如何对监视段压力进行分析？ 答案要点：调节级汽室压力和各段抽汽压力称为监视段压力。
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，可有效地监督通流部分是否工作正常。
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，以作为平时运行监督的标准。
在同一负荷（主蒸汽流量）下，监视段压力升高，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。多数情况下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、机械杂物堵塞造成减少段压力升高。
如调节级和高压I段、II段压力同时升高，在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升高是否超过规定值，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。
23、造成汽轮机大轴弯曲的原因有哪些？
答案要点：造成汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，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，汽缸进冷汽、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，出现振动及异常处理不当，停机后汽缸进水等，造成大轴弯曲。
24、汽轮机轴向位移增大的原因有哪些？
答案要点：汽轮机轴向位移增大的主要原因有：
（1）汽温汽压下降，通流部分过负荷及回热加热器停用；（2）隔板轴封间隙因磨损而漏汽增大；（3）蒸汽品质不良，引起通流部分结垢；（4）发生水冲击；
（5）负荷变化，一般来讲，凝汽式汽轮机的轴向推力随负荷的增加而增大；对抽汽式或背压式来讲，最大的轴向推力可能在某一中间负荷。（6）推力瓦损坏；（7）凝汽器真空下降；（8）电网频率下降。
25、汽轮机轴向位移增大应如何处理？ 答案要点：轴向位移增大的处理要点：
（1）发现轴向位移增大时，应特别注意推力瓦块温度及其回油温度，注意汽机振动情况，听汽轮机内部是否有异常声音。
（2）轴向位移增大到报警值(+1，-1.45㎜)时，应迅速降负荷，使其降到报警值以下，报告班长查明原因进行处理，并作好记录。
（3）轴向位移增大到动作值(+1.2，-1.65㎜)时，若保护未动作，同时推力瓦块温度升高到95℃时，应紧急故障停机。
（4）轴向位移增大，振动增加显著，轴承回油温度显著升高至75℃时，应紧急故障停机。
（5）轴向位移增大虽未达到极限值，但推力瓦温度明显升高，任一推力瓦块温度升高到95℃时，虽经减负荷处理仍不能恢复时，应故障停机。
26、汽轮机升负荷阶段的注意事项有哪些？
答案要点：（1）应按规程规定严格控制升负荷率，并选择一定的负荷段停留暖机，以控制金属各部件之间的温差和胀差；
（2）应按规程规定严格控制升温、升压速度；
（3）加负荷过程中还应经常检查和监视调节系统工作正常、稳定，调门控制油压或指令、油动机开度与当时负荷相对应，调节保安系统各部分油压均正常；
（4）加负荷过程中还应加强对机组振动和声音的检查，尤其是推力瓦温度的检查；（5）负荷增加时，凝汽器水位、除氧器水位、轴封汽压力、油温、氢温、内冷水温、加热器水位都容易变化，要加强监视检查；
（6）随着负荷的增加，应注意真空的变化，及时调节循环水的量；（7）应在负荷达额定值前，先把蒸汽参数提升到额定值；
（8）主蒸汽温度350℃以上时，节流各管道疏水，防止疏扩超压，主蒸汽温度400℃以上时再关闭管道及本体疏水门；
（9）及时调整加热装置，当高外上缸温度达400℃以上时，可停止加热装置；（10）门杆漏汽压力高于除氧器压力时倒向除氧器；
（11）150MW负荷汽温汽压额定时，与锅炉联系投入高加运行，并将疏水倒向除氧器，高加不投入时，负荷不超过180MW。
27、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：
（一）主蒸汽压力升高对运行的影响主要有：
在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高，整个机组的焓降就增大，运行的经济性提高。但当主蒸汽压力升高超过规定变化范围的限度，将会直接威胁机组的安全，主要有以下几点：
（1）机组末几级的蒸汽湿度增大，使末几级动叶片的工作条件恶化，水冲刷严重。（2）使调节级焓降增加，将造成调节级动叶片过负荷。
（3）会引起主蒸汽承压部件的应力升高，将会缩短部件的使用寿命，并有可能造成这些部件的变形，以至于损坏部件。处理：
（1）主蒸汽压力升高到13.23MPa时，应联系锅炉恢复主汽压力并汇报值长；
（2）主蒸汽压力升高到13.72MPa时，应立即汇报值长，并采取措施以恢复正常，并做好延迟时间记录。
28、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力降低对汽轮机运行有何影响？运行中应如何处理？
答案要点：主蒸汽压力降低对运行的影响主要有：
（1）在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力降低，整个机组的焓降就减小，运行的经济性降低。
（2）主蒸汽压力降低后，若调节阀的开度不变，则汽轮机的进汽量减小，各级叶片的受力将减小，轴向推力也将减小，机组的功率将随流量的减小而减小。对机组的安全性没有影响。
（3）主蒸汽压力降低后若机组所发功率不减小，甚至仍要发出额定功率，那么必将使全机蒸汽流量超过额定值，这时若各监视段压力超过最大允许值，将使轴向推力过大，这是危险的，不能允许的。处理：
（1）主蒸汽压力低于规定压力时，联系锅炉恢复正常；
（2）主汽压力继续降低时，注意高压油动机开度（或调节阀开度）不应超过规定值，否则应减去部分负荷，并注意汽温、轴向位移、胀差等变化。
29、汽轮机正常运行中应对哪些参数进行监视？ 答案要点：汽轮机正常运行中应监视的参数主要有：
（1）蒸汽参数。主蒸汽、再热蒸汽的压力和温度；调节级汽室、高压缸排汽口和各段回热抽汽的的蒸汽压力和温度；排汽压力和排汽温度。
（2）汽轮机状态参数。机组的转速和功率；转子轴向位移和相对胀差；转子的振动和偏心度；高、中压缸及其进汽阀门金属温度；旁路管道金属温度；汽缸的内、外壁和法兰内、外壁温差；上下缸温差；各支持轴承和推力轴承的金属温度。
（3）油系统参数。压力油和润滑油供油母管压力；冷油器后油温和轴承回油温度；调节系统控制油的压力和温度；密封油压、油/氢压力差；各油箱的油位和油质。（4）各辅机的运行状态。加热器和水泵的投入和切除；给水、凝结水、循环水的压力和温度；各水箱的水位。
30、从冲转到额定转速的过程中要经过哪几个阶段？升速暖机过程中应注意什么问题？
答案要点：从冲转到额定转速的过程中要一般要经过冲转、摩擦检查及低速暖机；升速到中速暖机；升至全速三个阶段。升速暖机过程中应注意的问题主要有：
（1）转子冲动后，应检查盘车装置应自动退出，停止转动；
（2）冲转后，高排逆止门应开启，为此要特别注意汽轮机高、低压旁路的匹配；（3）摩擦检查要抓紧进行，不要让转速降得太低；（4）对大机组，低速暖机主要是在低速下对机组进行全面检查，并进行一些配合操作，停留时间不需太长；
（5）升速过程中应严格控制升速率，通过临界转速时要平稳，不得停留；（6）升速阶段要特别注意监视机组的振动，防止振动超过规定值；（7）升速暖机过程中要特别注意监视机组膨胀及胀差情况；
（8）升速过程中，对轴温、轴瓦温度、轴承回油温度等也应加强监视；（9）升速过程中还应加强氢密封油温度及空氢侧油压差的监视和调整；
（10）及时调整凝汽器、轴加水位，根据油温、风温、内冷水温的变化情况投各冷油器、冷风器和冷水器的水侧。
31、汽轮机冲转条件中，为什么规定要有一定数值的真空？
答案要点：汽轮机冲转前必须建立一定的真空，一般为60kPa左右。若真空过低，转子转动就需要较多的新蒸汽，而过多的乏汽突然排入凝汽器，凝汽器汽侧压力瞬间升高较多，可能使凝汽器汽侧形成正压，造成排大气安全薄膜损坏，同时也会给汽缸和转子造成较大的热冲击。
冲动转子时，真空也不能太过高，真空过高不仅要延长建立真空的时间，也因为通过汽轮机的蒸汽流量较少，放热系数也小，使得汽轮机加热缓慢，转速也不易稳定，从而延长汽轮机的启动时间。
32、汽轮机启动时为什么要限制上、下汽缸的温差？
答案要点：汽轮机上、下缸存在温差，将引起汽缸的变形。上、下缸温度通常是上缸高于下缸，因而引起汽缸的拱背变形，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向动静间隙减小甚至消失，造成动静部分的摩擦，尤其当转子存在热弯曲时，动静部分摩擦的危险更大。
上下缸温差是监视和控制汽缸热翘曲变形的指标。大型汽轮机高压转子一般是整锻的，轴封部分在轴体上车旋加工而成，一旦发生摩擦就会引起大轴弯曲发生振动，如不及时处理，可能引起永久变形。汽缸上下缸温差过大常是造成大轴弯曲的初始原因，因此汽轮机启动时一定要限制上下缸的温差。
33、汽轮机冷态滑参数启动时何时向轴封供汽？向轴封供汽时应注意哪些问题？ 答案要点：汽轮机冷态滑参数启动时在冲转前15分钟向轴封供汽。向轴封供汽时应注意的问题有：
（1）严禁在转子静止状态下向轴封供汽，并尽量缩短冲转前向轴封送汽时间；（2）在送轴封供汽前应对轴封供汽联箱及轴封供汽压力调节阀前的管道进行充分暖管，并充分疏水，以防止水通过轴封系统进入汽轮机。
（3）启动一台轴抽风机运行，正常后开启其入口门，将另一台投入备用。（4）向各轴封供汽并保持调整门后汽压，轴抽真空调整到正常值。
34、试叙述汽轮机的冲转操作。
答案要点：1.检查冲转条件全部满足，记录以下参数：主、再热蒸汽温度、压力、高压缸第一级金属温度、中压缸第一静叶持环温度、偏心率、真空、轴向位移、差胀、盘车电流、润滑油压力、温度、EH油温度。
2.联系锅炉，停用旁路系统，检查一、二、三级减温水应关闭，高压缸排汽通风阀关闭。
3.在挂闸前，DEH应处于自动状态，DEH操作盘“自动”，“DPU01主控”，“双机运行”，“ＡTC监视”，“单阀”，“旁路切除”灯亮。
4.按下“挂闸”按钮，并保持两秒以上，检查TV1、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2均在关闭位置，RSV1、RSV2自动开启并全开，单操开启高排逆止门。
5.按“主汽门控制”按钮，灯亮，GV1~GV6缓慢开启至全开。
6.按下“升速率”键，设定升速率为100r/min；按下“目标值”键，设定“目标值”为600r/min/min，“保持”灯亮。
7.通知锅炉、电气及汽机值班员准备冲转。按下“进行”健，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。
8..当转速达到600r/min时，“进行”灯灭，此时进行全面检查。
35、防止汽轮机大轴弯曲的技术措施有哪些？ 答案要点：（1）汽缸应具有良好的保温条件；（2）主蒸汽管道、旁路系统应有良好的疏水系统；（3）主蒸汽导管和汽缸的疏水符合要求；（4）汽缸各部分温度计齐全可靠；
（5）启动前必须测大轴晃动度，超过规定则禁止启动；（6）启动前应检查上、下缸温差，超过规定则禁止启动；（7）热态启动中要严格控制进汽温度和轴封供汽温度；（8）加强振动监视；
（9）汽轮机停止后严防汽缸进水。36.汽轮发电机组的振动有哪些危害？
答案要点：（1）汽轮发电机组的大部分事故，甚至比较严重的设备损坏事故，都是由振动引起的，机组异常振动是造成通流部分和其它设备元件损坏的主要原因之一；（2）机组的振动，会使设备在振动力作用下损坏；（3）长期振动会造成基础及周围建筑物产生共振损坏。37.汽机停机方式有几种，分别是什么？
汽机停机的方式可分为正常停机和故障停机。正常停机按停机过程参数的不同，可分为滑参数停机和定参数停机。故障停机分为一般故障停机和紧急故障停机，即破坏真空紧急停机。
38.汽机快速冷却有哪几种方式，快冷时应注意什么？ 汽机快速冷却有以下几种方式： 1）蒸汽逆流冷却 2）蒸汽顺流冷却 3）压缩空气逆流快冷 4）压缩空气顺流快冷 快冷应注意以下几个方面问题： 1）快速冷却的安全评价 2）投冷却系统时间的选择 3）冷却介质的选择
4）顺流冷却和逆流冷却的选择 39.什么是甩负荷试验？
甩负荷试验是在汽轮发电机并网带负荷情况下，突然拉掉发电机主断路器，使发电机与电力系统解列，观察机组的转速与调速系统各主要部件在过渡过程中的动作情况，从而判断调速系统的动态稳定性的实验。
甩负荷试验应在调速系统运行正常，锅炉和电气设备运行情况良好，各类安全门调试动作可靠的条件下进行。甩负荷试验，一般按甩负荷的1/
2、3/4及全负荷3个等级进行。甩额定负荷的1/
2、3/4负荷实验合格后，才可以进行甩全负荷实验。40.简述紧急故障停机的步骤。
（1）手打危急保安器，检查并确认自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门已关闭。（2）投入启动油泵和交流润滑油泵向轴承供油，调整氢压和密封油压。（3）需破坏真空的紧急停机（即前面介绍需紧急停机的1～13），应停止抽气器并打开真空破坏门，必要时给发电机加上励磁。
（4）当因进水紧急停机时，打开汽轮机的全部疏水门，并一直向轴封供汽，直至转子静止。
（5）注意转子惰走情况。
41.汽轮机发生哪些情况需要紧急停机？ 发生以下情况：
1）汽机主油箱油位下降到报警值，补救无效； 2）汽轮发电机组任一轴承断油；
3）汽轮发电机组任一轴承回油温度超过允许值且轴瓦金属温度达95℃时； 4）汽轮发电机组及其油系统着火无法扑灭； 5）轴封冒火花；
6）汽机内部出现金属撞击声；
7）主汽或再热器温3分钟内下降50℃及以上； 8）发生水冲击； 9）机组发生强烈振动；
10）汽机工况已达保护跳闸条件而保护拒动； 11）汽轮机任一缸中断进汽；
12）发生严重危及人身设备安全的紧急情况
42.汽轮机的停机过程有何特点？停机过程如何分类？
汽轮机的停机过程是启动的逆过程。在停机过程中汽轮发电机组的输出功率由运行工况降至零，与电网解列，主汽门关闭，其转速由于摩擦鼓风作用逐渐降至零。在停机过程中汽轮机的进汽量逐渐减小至零；高、中压级前的蒸汽参数逐步降低，其汽缸和转子等零件被逐渐冷却。
按停机过程中进汽参数变化的特点，可分为额定参数停机和滑参数停机。按停机的原因或目的可分正常停机和事故停机两大类。正常停机又可分为大修停机和调峰停机两种；事故停机分为一般事故停机和紧急事故停机两种。
大修停机后汽轮机要揭开汽缸进行检修，而揭开汽缸必须待汽缸金属温度降至100℃左右才能进行。因汽缸保温较好，靠停机后自然冷却，需要较长的时间。为了缩短冷却降温的时间，在降负荷过程中，采用逐步降低主蒸汽压力和温度的办法（即滑参数停机），进行强制冷却。
调峰停机是在电网负荷低谷期间，将某些机组停机备用，待电网负荷增大时，再将此机组启动。由于机组启动时间与冲转时汽缸最高金属温度有关：冲转前汽缸的金属温度愈高，启动时加热的温升量愈小，在热应力相同的条件下，启动所需的时间愈短。因此调峰停机应采用滑压停机，或额定参数停机，在降负荷过程中尽可能保持主蒸汽和再热蒸汽温度不变，使停机后汽缸的金属温度较高，以缩短下一次启动的时间，减小启动损失，提高调峰的机动性。
43.大修停机过程如何进行？有什么特点？
大修停机过程可明显的分为：降负荷；打闸停机与电网解列；转速逐渐降至零（惰走过程）；停机后的处理四个阶段。为了使机组充分冷却，对于中间再热机组，或可以切换为单元制的机组，多采用滑参数停机。在降负荷过程中，可保持调节阀开度不变，逐步降低主蒸汽和再热蒸汽的温度，并相应降低主蒸汽压力，以保证蒸汽的过热度和排汽湿度在允许范围内。为了便于锅炉操作，蒸汽的降温和降压交替进行，并适当安排暖机，使转子中心孔的温度也按一定的速度降低，避免出现过大的热应力和负胀差。适时切换除氧器供汽和轴封供汽、停用高压加热器和一台给水泵、一台循环水泵。在尽可能低的负荷下，锅炉熄火，打闸停机与电网解列。在惰走过程中，随润滑油压降低，辅助润滑油泵应自动投入。适时停用主抽气器，使凝汽器真空为零时，转速为零，停止向轴封供汽，立即投入盘车设备，进行连续盘车，直至汽缸温度降至100℃。44.大修停机后进行快速冷却可采用哪些冷却介质？强制冷却应注意哪些问题？ 大修停机后，在惰走过程，可采用低温过热蒸汽进行冷却。在盘车过程，可采用空气冷却。
强制冷却应注意：设计合理的冷却系统，组织冷却汽流，使汽缸和转子均匀冷却；控制冷却介质的温度及流量，以控制金属的冷却速度不超过1℃∕min，使热应力在允许的范围内；要控制汽缸的内、外壁温差和上、下缸温差，使它们符合运行规程的有关规定，同时要避免出现负胀差。
45.与大修停机相比，调峰停机过程有何特点？应注意什么问题？
调峰停机是在电网低谷期间，某些机组停机；而当电网负荷增加时，再将这些机启动投入运行。由于启动前汽轮机的金属温度愈高，启动过程金属的温升量相应减小，启动速度可以加快。为了缩短下一次启动的时间，减少启停损失，提高电网调度的机动性，在调峰停机过程中，尽可能保持机组的金属温度在较高的水平。调峰停机的特点是：在降负荷过程中，或保持蒸汽参数为额定值，或采取滑压停机，尽可能保持主蒸汽和再热蒸汽温度不变；在尽可能高的负荷下打闸停机；在汽机打闸停机后，锅炉才能熄火；凝汽器内真空为零后，才能停止轴封供汽和轴封抽气，防止冷空气由轴封漏入汽缸。
调峰停机也应该严格控制机组降负荷速度；适时切换除氧器供汽和轴封供汽、停用高压加热器和给水泵、循环水泵；同时避免机组被过分冷却。
46.与正常停机相比，事故停机过程有何特点？一般事故停机与紧急事故停机有何差异？
事故停机过程的特点是：主汽门和调节阀迅速关闭，负荷瞬间降到零，机组与电网解列，进入惰走阶段。
一般事故停机与紧急事故停机的差异在于：打闸停机后，要不要立即破坏凝汽器的真空。一般事故，允许机组继续转动，不需立即破坏凝汽器真空。按正常停机的惰走过程，适时停主抽气器，转速降到零时，凝汽器真空也降至零，停止向轴封供汽，投入盘车装置进行盘车。而紧急事故停机打闸停机后，要立即破坏凝汽器的真空，以增加转子的摩擦鼓风作用，使转速迅速降至零。47.紧急事故停机对机组有何不利影响？哪些事故必需实行紧急事故停机？
由于紧急事故停机破环凝汽器真空时，大量冷空气进入凝汽器，对凝汽器和低压缸迅速冷却，产生很大的“冷冲击”，会造成凝汽器铜管急剧收缩，使其胀口松动，产生泄漏。而且使低压缸和低压转子的热应力增大，有时还会诱发机组振动增大。必需实行紧急事故停机的事故包括：（1）汽轮机的机械故障。机组振动突然超限；转子轴向位移超限；汽缸内有异常声音或动、静部分发生摩擦；轴承金属温度过高；严重超速等。（2）润滑油系统故障。润滑油压降至30~40kPa(表压)，无法恢复；系统大量漏油，需停交流润滑油泵；油箱油位降至最低油位，可能影响正常供油；发电机密封油压降低，且低于氢压等。（3）重大災害。车间起火，无法补灭；发生破坏性地震等
48.何谓惰走曲线？测绘惰走曲线有何作用？
在停机的惰走过程中，转速随时间的变化的曲线，称为惰走曲线。惰走曲线反映转子的机械状态和主汽门、调节阀等的严密性，可以利用它进行上述问题的判断。如果惰走时间增长，则说明阀门严密性欠佳，有蒸汽漏入汽缸，对转子产生作用力；若惰走时间缩短，则说明动、静部分存在摩擦，或系统严密性不佳；若转速突降对应的转速偏高，则说明轴承润滑有故障或缺陷。
49.紧急事故停机与一般事故停机停机过程有何不同之处？
事故停机是在设备或系统出现异常、可能危及安全运行时，保护系统动作或操作员按动“停机”按钮，主汽门和调节阀快速关闭，机组瞬间降负荷至零，与电网解列，进入惰走阶段，使机组降速至零的停机过程。紧急事故停机与一般事故停机之间的差别是前者在主汽门关闭后，立即打开凝汽器的真空破坏阀，破坏凝汽器的真空。使汽缸内的压力瞬间升至大气压力，加大转子惰走过程的摩擦鼓风作用，迫使转速迅速降至零，以避免转子长时间转动，而使机组损坏或事故扩大。而一般事故停机，则无须在主汽门关闭后，立即破坏凝汽器的真空。50．简述滑参数停机的主要操作。
（1）停机前的准备。试验高压辅助油泵、交直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置电机；为轴封、除氧器和准备好低温汽源；并对法兰螺栓加热装置的管道进行暖管。（2）减负荷。
1）带额定负荷的机组，先将负荷按规定速度降到80～85%或更多一些。
2）通知锅炉减弱燃烧降低蒸汽温度和压力（大概1℃/min的降温速度），同时逐渐将调节汽门全开，稳定运行一段时间。
3）待汽缸法兰温差减小后，按滑参数停机曲线分阶段（每一阶段的温降约为20～40℃）交替降温、降压、减负荷，直至负荷减至较低值。（3）解列发电机停机和转子惰走
（4）盘车。当转子完全静止后，应立即投入盘车装置，防止转子产生热弯曲。51．简述滑参数停机的注意事项。
（1）滑停时，最好保证蒸汽温度比该处金属温度低20～50℃为宜。过热度始终保持50℃，低于该值。开疏水门或旁路门。
（2）控制降温降压速度。新蒸汽平均降温速度为1～2℃/min，降压速度为19.7kPa/min，当蒸汽温度低于高压内上缸壁温30～40℃时，停止降温。
（3）不同负荷阶段降温降压速度不同。较高负荷时，可快些，低负荷时，降温降压应缓慢进行，以保证金属降温速度比较稳定。
（4）正确使用法兰螺栓加热装置，以减小法兰内外壁温差和汽轮机的胀差。因为法兰冷却的滞后会限制汽缸的收缩。
（5）减负荷应等到再热汽温接近主蒸汽温度时，再进行下一次的降压。防止滑停结束时，因再热蒸汽降温滞后于主蒸汽降温，使中压缸温度还较高。
（6）滑停时，不准做汽轮机的超速试验。因为新蒸汽参数较低，要进行超速试验就必须关小调节汽阀，提高压力，当压力提高后，就有可能使得新蒸汽的温度低于对应压力下的饱和温度。此时再开大汽阀做超速试验，就有可能有大量凝结水进入汽轮机造成水冲击。
52．真空下降的危害有哪些？
1）导致排汽压力升高，做功能力（焓降）减小，使机组出力减小。2）排汽缸和轴承座受热膨胀，轴承负荷分配发生变化，机组产生振动。3）凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形、甚至断裂，造成凝汽器泄漏。4）排汽容积减小，使末级产生脱流和旋涡。53．真空下降的现象有哪些？ 1）真空表指示下降； 2）低压缸排汽温度升高； 3）凝汽器端差明显增大；
5）若保持负荷不变，将使轴向推力增大和叶片过负荷。4）凝结水过冷度增大；
5）在汽轮机调节汽门开度不变的情况下，负荷降低。54.真空急剧下降的原因有哪些？如何处理？ 1）循环水中断
（1）主要表征：凝汽器真空急剧降落；排汽温度显著升高；循环水泵电机电流和进出口压差到零。（2）原因及处理：
①循环水泵出口压力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入水位过低、入口滤网脏堵所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清除杂物。
②若循环水泵出口压力、电机电流大幅度下降则可能是循环泵本身故障引起。启动备用循环水泵，关闭事故泵的出水门；若两台泵均处于运行状态同时跳闸时，即使发现并未反转时，可强行合闸；无备用泵，应迅速将负荷降到零，打闸停机。
③循环水泵运行中出口误关，备用泵出口误开，造成循环水倒流，也会使真空急剧下降。若在未关死前及时发现，应设法恢复供水，根据真空情况紧急减负荷；若发现较晚，需不破坏真空紧急停机。④循环水泵失电或跳闸。需不破坏真空紧急停机。2）射水抽气器工作失常
若射水泵出口压力、电机电流同时到零，说明射水泵跳闸；若射水泵出口压力、电机电流下降，则是由于泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况均应启动备用射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。3）凝汽器满水
凝汽器在短时间内满水，一般是由于铜管泄漏严重（同时凝结水硬度增大），大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障（出口压力和电机电流减小甚至到零）所致。处理方法是：立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵，必要时将凝结水排入地沟，直至水位恢复正常。
4）低压轴封供汽中断
轴封供汽中断的可能原因有：负荷降低时未及时调整轴封供汽压力使供汽压力降低；汽封系统进使轴封供汽中断；轴封压力调整器失灵，调节阀芯脱落。因此在机组负荷降低时，要及时调整轴封供汽压力为正常值；若是轴封压力调整器失灵应切换为手动，待修复后投入；若因轴封供汽带水造成，则应及时消除供汽带水。5）真空系统管道严重漏气
真空系统漏入的大量空气，最终都汇集到凝汽器中，使传热热阻增大，真空异常下降。运行中真空管道严重漏气，可能是由于膨胀不均使管道破裂，或误开与真空系统连接的阀门所致。若是真空管道破裂漏气则应查漏补漏予以解决；若是误开阀门引起的，应及时关闭。
6）冬季运行时，利用限制凝汽器冷却水入口流量保持汽轮机排汽温度，致使冷却水流速过低而在冷却水出口管道上部形成汽塞，阻止冷却水的排出，也会导致真空急剧下降。
55.真空缓慢下降的原因有哪些？如何处理？
因为真空系统庞大，影响真空因素较多，所以最容易发生，查找原因也比较困难。引起真空缓慢下降的原因通常有： 1）循环水量不足
循环水不足表现在同一负荷下，凝汽器循环水进出口温差增大。找出循环水不足的原因，采取相应的方法进行处理。2）凝汽器水位升高 导致凝汽器水位升高的原因可能有：凝结水泵入口汽化（凝结水泵电流减小）、铜管破裂（凝结水硬度增大）、软水门未关、备用凝结水泵的逆止门损坏（关备用泵的出口门后水位不再升高）等。处理方法分别为：启备用泵，停故障泵；关闭备用泵的出水门，更换逆止门；关补充水门；降低负荷停半面凝汽器，查漏堵管。3）射水抽气器工作水温升高
工作水温升高，使抽汽室压力升高，降低了抽气器的效率。当发现水温升高时，应开启工业水补水，以降低工作水温。
4）真空系统管道及阀门不严密使空气漏入
真空系统是否漏入空气，可通过严密性试验来检查。此外，空气漏入真空系统，还表现为凝结水过冷度增加，凝汽器传热端差增大。5）凝汽器内冷却水管结垢或脏污
其表象是：随着脏污日益严重，凝汽器传热端差也逐渐增大，抽气器抽出的空气混合物温度也随着增高。经真空严密性试验证明不是由于真空系统漏入空气而又有以上现象时就可确认凝汽器真空缓慢下降是由凝汽器表面脏污引起，应及时进行清洗。6）冷却水温上升过高 通常发生在夏季，采用循环供水更容易出现这种情况。为保证凝汽器真空应适当增加循环水量。
56．汽轮机进水的主要征象有哪些？
1）汽轮机轴向位移、振动、胀差负值大； 2）上下缸温差≥43℃。
3）抽汽管上下温差大于报警值，抽汽管振动，有水击声和白色蒸汽冒出。4）主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降。
5）主蒸汽或再热蒸汽管道振动，轴封有水击声，管道法兰、阀门、密封环、汽缸结合面和轴封处有白色湿蒸汽冒出。
6）推力瓦乌金温度和回油温度急剧增高。7）加热器满水或汽包、凝汽器满水。
8）监视段压力异常升高，机组负荷骤然下降。
各机组发生水冲击的原因不同，上述象征不一定同时出现。57.发生汽轮机进水时如何处理？
当机组发生水冲击事故时，应立即破坏真空紧急停机，密切监视推力瓦温度、回油温度、振动、轴向位移和机内声音，开启汽轮机本体及有关蒸汽管上的疏水门，注意转子惰走情况。停止后，立即投入盘车，注意盘车电流并测量大轴弯曲值。转子如果在停机过程中没有发现任何不正常情况，可小心谨慎地重新启动。若停机或再次启动有异常情况时，应开缸检查。
58.叶片断落的一般象征有哪些？
1）汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声，伴随机组突然发生振动。2）当叶片不对称脱落较多时，使转子不平衡，引起机组振动明显增大。
3）调节级围带飞脱堵在下一级静叶片上时，使通流部分堵塞，导致调节汽室压力升高。
4）低压末级叶片飞脱落入凝汽器内时，除了有较强的撞击声，且若打坏铜管，会使凝结水的硬度和导电率突增，热井水位增高，凝结水的过冷度增大。
5）若机组抽汽部位叶片断落，则叶片可能进入抽汽管。使抽汽逆止阀卡涩，或进入加热器使管子损坏，水位升高。59.叶片断落如何处理。
如果危急保安器未动作，应立即手打危急保安器，破坏真空紧急停机。若需重新启动，必须做超速试验，经调整合格，确认正常，才可以重新启动。危急保安器动作后主汽门不能关闭，多数原因是阀杆卡涩、弹簧松弛或阀座中有杂物，此时应强行关闭，并立即关闭电动主汽门破坏真空紧急停机。待缺陷消除后才可重新启动。60．汽轮机轴承损坏的危害有哪些？
轴承损坏事故，主要针对汽轮发电机组的推力轴承和支持轴承而言。当油膜被破坏，除会引起轴承烧瓦事故外，还会引起如下严重后果。
（1）轴瓦乌金烧熔时，转子因轴颈局部受热而弯曲，引起轴承振动和噪声。
（2）推力瓦乌金烧熔时，转子向后窜动，轴向位移增大，将引起汽轮机通流部分碰磨，导致机组损坏。
61．产生汽轮机轴承损坏的原因有哪些？
1）润滑油压过低。造成油压过低的原因有：主油泵磨损；入口滤网脏堵；油系统逆止门不严密，使部分油从辅助油泵倒流入油箱；各轴承的压力进油管及连接法兰漏油等。
2）润滑油温过高。冷油器运行失常使润滑油温升高，油的粘度下降。
3）润滑油中断。造成润滑油中断的原因有：主油泵故障；油系统管道堵塞；油箱油位过低使主油泵不能正常工作等。
4）油质不良。包括：油质劣化，油中含有机械杂质；油中含水。
5）轴瓦与轴的间隙过大。轴瓦间隙正常为轴径的0.001～0.003倍。若过大，一是油从轴瓦中流出速度过快，难形成连续油膜；二是随轴上负荷的增大，更多的润滑油被挤出，使油膜厚度减小
6）乌金脱落。产生原因：轴承振动过大；乌金质量不良或乌金材料因疲劳而变形；推力轴承负载过大；浇铸乌金时温度过高，使发生大小不一的块状剥落。7）发电机或励磁机漏电。使推力瓦块产生电腐蚀，承载能力下降。62．汽轮机轴承损坏的处理原则如何？
1）当发现轴向位移逐渐增加时，迅速减负荷使恢复正常，特别注意推力瓦金属温度和回油温度。
2）当推力轴承轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高冒烟，振动增大，说明轴瓦烧损，此时应立即手打危急保安器，解列发电机。
63.若因焊接问题引起高压给水管道破裂时的处理步骤有那些？（1）发现给水不正常并判断为高压给水管路破裂；（2）联系锅炉，降负荷维持水位；（3）水位不能维持，紧急停机；（4）汇报值长，联系电气；（5）联系检修处理；（6）恢复音响声光报警。
64.凝结水系统启动前必须具备的主要条件？
（1）凝结水补充水箱水位正常，至凝汽器热井的补充水管路充水，补充水泵已灌水；（2）凝结水系统，给水箱已冲洗完毕。凝结水系统已充水放气，凝汽器热井、除氧器给水箱充水至较高水位。
（3）凝结水泵再循环电动门开启，凝结水最小流量再循环、除氧器给水箱、凝汽器热井水位等自动控制装置处于可运行状态。
65.在运行中停止5#低压加热器的操作步骤是什么？ 1.关闭#5低加连续排汽门。
2.关闭五段抽汽电动门，开启五段抽汽电动门前、逆止门后疏水阀。
3.若#5低加有检修工作，应首先开启#5低加凝结水旁路门，然后关闭#5低加凝结水进口门后，再关出口门。
4.对#5低加进行隔离：
A..五段抽汽电动门#5低加凝结水进、出口门、旁路门切电。
B.关闭#5低加出口门前事故放水一次手动门及二次电动门、并切电。
C.关闭#3高加至#5低加逐级疏水调节阀前截门。
D.关闭#5低加逐级疏水调节阀前、后截止门。
E.关闭#5低加事故疏水调节阀前、后截止门。
F.关闭#5低加连续排汽门。
G.关闭#5低加启动排汽门。
H.关闭五段抽汽逆止门前、后疏水阀。
I.开启#5低加汽、水侧放水门泄压至零。
66.影响给水溶氧量的因素有那些，如何保证给水溶氧量的合格？
（1）排汽阀开度，一二次加热蒸汽的比例，主凝结水流量和温度的变化，补水率的调整，给水箱中再沸腾管的运行状况，疏水箱来的疏水；
（2）合适的排汽阀的开度，调整一二次加热蒸汽的比例，注意调整主凝结水流量稳定，必要时投入再沸腾管，保持疏水箱来水的连续、均匀和小流量。67.在运行中停止单只高加的操作步骤是什么？
（1）联系值长适当降低机组负荷（负荷按电厂规程）；（2）高压加热器疏水自动、保护解列；
（3）逐渐关闭高压加热器进汽门，控制给水温度下降在规定范围内（给水温度下降速率按电厂规程）；
（4）关闭高压加热器向除氧器疏水门；（5）开启高压加热器汽侧放水门；（6）开启抽汽逆止门前后疏水门；
（7）关闭高压加热器进水门、出水门（自动旁路打开）；（8）检查高压加热器无水位。
68.汽动给水泵的启动操作过程如何？（1）启动前的检查及准备（2）送轴封
（3）启动前置泵（4）小机的启动
1）小机的启动有冷态和热态之分，当小机从额定负荷停机后，在半小时内启动时为热态启动，在0.5~12小时范围内再启动为半热态启动，停机时间超过12小时为冷态启动。
2）冷态启动：
A.冲转条件满足要求
B.冲转
小机挂闸、开启高低压自动主汽门、选择转速自动方式，以100r/min/min的升速率升速至600r/min，暖机至少20分钟，转速超过40r/min，注意盘车装置应自动脱扣，否则立即手动停止盘车装置运行，注意监视轴向位移及机组振动，注意轴承金属温度及回油温度的变化。
低速暖机结束，以200r.min/min的升速率升速至1800r/min 暖机25分钟，并对机组进行全面检查。
高速暖机结束后以300r/min/min的升速率升速至3000r/min，过临界转速时应注意平稳、快速地通过，不得停留。振动值不得超过0.125mm。
在就地手打危机保安器，注意高低压自动主汽门、调速汽门应快速关闭无卡涩，小机转速应明显下降。
检查一切正常后，小机重新挂闸，开启高低压自动主汽门，以300r/min/min的升速率升速至3000r/min
对机组进行全面检查，一切正常。关闭小机本体及其它所有疏水阀。69.汽动给水泵的停止操作过程如何？
（1）汽动给水泵停止前的检查。
（2）正常停机时，负荷降至180MW，先启动电动给水泵并检查一切正常后，将待停的汽动给水泵负荷转移到电动给水泵后方可停止汽动给水泵运行。（3）汽动给水泵的停止：
A停运泵负荷到零，关闭停运泵出口门。
B将机组转速降至3000r/min后，就地手打危机保安器停机，注意高、低压自动主汽门及调速汽门应快速关闭无卡涩，机组转速应明显下降。
C开启小机本体疏水阀，注意监视凝汽器真空的变化。
第三篇：热电厂培训经验介绍
兆丰铝业氧化铝分公司“培养人、带队伍”工作推进会材料之一(2011.8.12)
围绕主题加强落实全面开展培训工作
热电厂
热电厂现有员工240人，引进大学生8人。下属运行中心和发供电中心，及锅炉、汽机、电气、除尘、化水、输煤、电修、热工八个专业。热电厂主要承担着为氧化铝供汽、发电、供电的任务，在氧化铝生产工序中起着举足轻重的作用。热电厂专业多，人员多，设备多，工艺流程复杂，设备操作要求高。培训工作开展的好坏，关系到员工的素质提升、安全生产的稳定运行。
职工培训是企业永恒的主题，是提升职工素质，增加企业
效益的有效手段。热电厂去年以来，主要围绕日常培训为主题，落实月前计划、月中检查、月末考核，积极贯彻分公司的培训指导意见，紧密结合我厂实际情况，有效开展了培训工作，取得良好效果。
主要做法是：
一、围绕一个主题
培训是我厂培训工作的主题。各专业每月按计划由专业技术人员授课，按计划每月组织1次集中培训，培训结束组织1次考试。班组是企业的基石，搞好班组培训是培训工作关键。我厂27个班组利用周二、周五安全会，每月第二周培训，组织开展了“我为班组献一策”、“班组是我家，安全连着你我他”、“事故在身边”等内容丰富的活动。除按正常计划培训外，根据分公司要求，开展“干部上讲台、培训到现场”活动，今年上半年，全厂11名兼 1
职教师，参加干部上讲台，共77次，23名管理人员参加包保培训，共组织包保培训210次，通过活动开展，改变了以往教室培训模式，将生产现场当作培训课堂，发现问题，讲解问题、解决问题，提高了工作效率，增强了培训效果。
二、加强三个落实
任何工作只有落实到实处，才能有效果，月前计划要有针对性，月中检查要有突出性，月末检查要有实效性。
热电厂各专业技术人员，月初针对员工在日常工作中遇到的问题，及各专业人员具体情况，遵循“缺什么、补什么”原则，制定详细的培训计划。每月15日至25日，由厂领导、生产技术办、安全口相关人员组成检查考评组，对各专业培训工作进行检查，各专业负责人跟随检查，专业负责人对其它专业培训工作进行了解，寻找差距，改正不足，对好的经验进行借鉴，月末综合办根据检查情况，对成绩进行公布，并对好的专业进行奖励，差的专业进行考核。通过 “三个落实”，营造了一种“你追我赶，相互超越”的氛围，在全厂员工中掀起了学习高潮。
三、循环往复提升
每月月底由生技办牵头，召开月度培训总结会，厂领导、生技办、各专业负责人及相关技术人员参加会议。各专业围绕“培训工作比比看，培训效果实效现”的方针，成绩好的专业进行经验介绍，成绩差的专业进行自我点评，对次月培训工作起到了指导作用。通过实施的效果看，起到了“你追我赶、梯次攀升、整体推进”的效果，我厂培训工作整体上了一个台阶。
四、突出结合实际
热电厂专业多、岗位分布广，根据各专业岗位实际情况，有
针对性地开展了岗位培训。
1.汽机岗位培训。2010年11月28日发电机组并网发电，标志着热电厂进入一个新的阶段。由单一供汽，转变为供汽与发电，对汽机员工素质提出了新的要求。汽机专业根据实际情况，组织专业技术人员，系统的向员工讲解汽轮机的结构、操作及维护方法。共安排培训30课时，汽机员工大部分来自发供电老厂，由于我厂汽轮机是背压式机组，与以往凝汽式机组有很大区别，通过讲解两种机组的工作原理，优点及缺点，为员工发掘现有设备性能，提高工作效率，预防事故发生，打下良好基础。
2.锅炉岗位培训。锅炉是氧化铝的动力，其主要设备是锅炉本体。锅炉本体主要分为汽水系统和风烟系统。两个系统运行好坏，直接影响到电厂以及整个氧化铝的生产。锅炉专业每日8点班下班后组织培训1小时，对员工进行由易到难全面系统培训，40名员工参加培训，系统的对锅炉操作、维护，事故的预防及处理进行详细讲解，取得了良好的效果，员工技能有了明显提升，非计划停炉次数明显减少，预防和处理事故能力有了明显的提高。
五、注重人才培养
培训工作的目的是提升员工的技术水平，为企业培养人才。通过开展“师带徒”，技术比武，每周一题、每月一考等活动，为企业培养了人才，发掘了人才。
1.开展 “师带徒”活动
—全方位开展“师带徒”活动
为了培养一支作风过硬、技术强、责任心强的队伍，从2010年2月开始在全厂范围内开展了“师带徒”活动。
2010年2月，根据分公司“师带徒”活动要求，结合热电厂
实际，生技办制定了《热电厂“师带徒”活动方案》与《热电厂“师带徒”工作考核管理办法》。根据活动方案，生技办选拔符合条件的主管、专工、值长等关键岗位17名人员担任师傅，来自2007年招工的47名员工为徒弟。根据双方自愿选择，签定了师徒合同。每位师傅根据各个徒弟情况，给每个徒弟制定了培训计划，每月师傅根据培训计划，并结合徒弟日常工作情况，从理论、操作、安全等方面对徒弟进行系统全面培训。每月对徒弟学习情况进行1次检查，每月组织1次考试，每月1次谈话。每季末，各专业将各徒弟3个月的考试成绩进行公布，生技办进行汇总，并组织召开 “师带徒”考评会，对每季度“师带徒”工作进行总结考评。会上，成绩好的徒弟师傅进行经验介绍，成绩差的徒弟师傅进行自我批评，根据《热电厂“师带徒”工作考核管理办法》，对成绩好的师傅提出奖励，成绩差的师傅提出考核。通过“师带徒”活动开展，各专业技术人员发挥各自专长，并结合各自岗位特点，对所辖范围内或业务归口的岗位工作人员，全面进行培养、指导。在员工中创建一种“想学习、爱学习”良好氛围。
—开展新员工“师带徒”活动
去年以来，热电厂新进厂员工4名。通过分公司、热电厂、班组“三级”安全培训后，进入岗位。各专业针对新员工特点，安排2名师傅进行培养，1名师傅为专业技术人员，理论师傅对新员工制定6个月理论培训计划，从易到难，循序渐进对理论知识进行讲解。1名实践师傅为各岗位经验丰富的操作工，实践师傅针对新员工在现场操作中遇到的问题，进行讲解。新员工通过理论与实践结合，教室与现场结合的培训，很快将理论知识运用到实践，新员工通过6个月的培训，全部达到上岗要求。
—开展大学生“师带徒”活动
热电厂06级大学生师傅8名，共带徒弟15名。师傅大部担任主管、技术员、安全员职务，徒弟是新变动岗位的人员，师傅徒弟双向选择、签定师徒合同。大学生师傅发挥各自优势，结合理论与实际，对徒弟全面进行培养、指导。师傅有计划培养和指导徒弟系统、全面地掌握本岗位专业理论、操作技能、安全知识。结合徒弟工作、素质情况，定期对徒弟进行指导，手指口述、现场操作、事故处理。提出薄弱环节，提出努力方向，并定期检查徒弟学习、工作、进步情况。徒弟在师傅的传、帮、带下，通过自身努力和工作实践，切实掌握本岗位理论知识、操作技能、安全知识，每月和师傅交流1次，向师傅汇报学习、工作情况及心得体会，每季度师傅对员工出1份理论试题和实践考题。通过大学生“师带徒”工作开展，取得了良好的效果，徒弟都已具备独立上岗能力。
2．认真组织技术比武活动
根据分公司技术比武安排，热电厂成立了以书记、厂长为组长的技术比武领导小组，生技办牵头制定了详细的技术比武方案。参加比武的锅炉、汽机、化水三个专业技术人员筛选题库并将比武资料发至每个参加比武人员手中，比武分三阶段进行，6月为学习练兵阶段，7月为理论考试比武，8月为实践操作比武阶段。通过技术比武开展，有效的提高了员工技能水平，发掘了人才，已有1名锅炉员工通过技术比武考试由副司炉岗位变为主司炉岗位，1名化水员工通过考试由主值成为班长。
3.开展“每周一题、每月一考”。
热电厂所属各专业按年初制定计划，组织培训。按计划每月
组织1次集中培训，由专业主管、主办、技术员授课。重点是各专业加强培训过程管理，加强培训人员的出勤管理和考核，做到上课点名，下课签到，确保培训员工到课率达95%以上和培训学时出勤达90%以上。为了检验培训的效果，培训结束后组织1次考试，共170名员工参加。培训成绩列入当月绩效考核，通过活动开展，取得较好效果，职工学习气氛比较浓厚。各专业还利用黑板报形式，开展每周一题活动，共计152条。由技术员以上管理人员负责出题，利用每天在岗位上进行巡查的过程中，对员工进行讲解。
在今后的工作中，将从以下几个方面加强和改进培训工作。
1、员工培训要与生产安全实际紧密结合，理论与实践操作紧密结合，生产现场与培训课堂相结合。只有做到三个结合，才能真正起到培训作用，才能真正为生产安全奠定基础。
2、专业技术人员要通过专业书籍，网络等手段学习更多专业知识，与设备厂家的技术人员联系，解决设备现存的疑难问题，并对员工进行讲解。
3、通过技术比武，职业技能鉴定等工作，鼓励员工提高综合素质，提高操作技能，使员工形成你追我赶的良好学习氛围。
总之，虽然热电厂的职工培训工作取得了一定的成效，但距分公司的要求还存在一定差距，在今后工作中，热电厂将注重人才培养，注重一线技能人才培训，优化培训方案、注重细节管理，圆满完成各项培训工作。
请各位同仁批评指正。
二○一一年八月十二日
第四篇：热电厂设备缺陷管理标准
**热电厂
设备消缺管理考核办法
为提高我厂设备健康水平，加强对设备消缺的管理，建立起良好的设备缺陷管理制度，根治缺陷和渗漏，真正做到“小缺陷不过班，重大缺陷有人管”，使安全生产处于可控、在控，实现设备“零缺陷”目标，促进创一流工作，特制定本办法。
本办法适用于全厂生产、检修、运行所有岗位，并对设备缺陷的分类、消除程序、奖励考核办法等内容做了明确规定。1 组织领导
l.1 厂设备消缺领导小组领导全厂消缺工作，负责安排、布置阶段性工作，组织制定、审核设备消缺管理制度，监督、指导、检查考核小组的工作。领导小组成员组成：
组长：生产副厂长 副组长：总工
组员：生技部、检修办、运行部主任、安质科科长、制砖、电杆车间主任 1.2 厂设备消缺检查考核小组负责对设备缺陷和系统的渗漏处理情况进行检查与考核，并将检查与考核情况汇报领导小组和厂考核小组批准。检查考核小组组成：
组长：生技部主任 副组长：安质科科长
组员：生技部各机、炉、电、热、化、副业设备专工 2 设备缺陷的定义
凡属威胁人身、设备安全运行或备用，降低设备铭牌出力或效率，降低产品质量，不符合文明生产要求的现象都视为设备缺陷。
2.l 一类设备缺陷：需主机大、小修或更改工程方能消除的缺陷。2.2 二类设备缺陷：需停止主机运行方能消除的缺陷。2.3 三类设备缺陷：不需停止主机运行即可消除的缺陷。
2.4 未处理缺陷：末在规定时间内消除的缺陷均统计为未处理缺陷。2.5 未消除缺陷：当月统计缺陷时未消除的缺陷。3 消缺程序
3.1 一类设备缺陷：检修班组签署处理意见后应立即编写“防止设备缺陷扩大的措施”，报生技部专工审核和总工或生产厂长批准后马上实施；措施落实后，经生技部专工检查认可，检修单位书面向运行交代后，由生技部专工在“设备缺陷通知单”
一、二联上分别签署彻底处理的时间、要求，生技部、检修、运行三方做好记录。检修单位必须在规定的时间内消除缺陷。缺陷消除后，检修通知生技部、运行办专工验收合格后注销设备缺陷通知单。特殊情况由总工以上领导批准。
3.2 二类缺陷：检修单位签署意见后应立即编写“防止设备缺陷扩大的措施”报生技部专工和总工或生产厂长批准后马上实施；措施落实后，经生技部专工检查认可，检修单位书面向运行交代后，由生技部专工在“设备缺陷通知单”
一、二联上分别签署彻底处理的时间、要求，生技部、运行、检修三方做好记录。检修单位必须在规定的时间内消除缺陷。缺陷消除后，通知生技部、运行办专工验收合格后注销设备通知单。特殊情况由总工以上领导批准。3.3 三类设备缺陷：检修单位接到通知后应立即安排处理，并要求在当天完成或进行不间断处理直至完成为止。晚上20：00至第二天早8：00前发现的设备缺陷运行各专业要及时汇报当班值长，值长认为不危及安全、经济、文明生产的，记入设备缺陷通知单，运行人员8：00以前通知检修人员，然后由检修单位白天安排消除；值长认为危及安全、经济、文明生产的，由运行通知检修人员并记入缺陷通知单，检修必须及时安排连续处理直至处理完。出现不能在24小时处理的缺陷，检修单位应在24小时内签署意见并立即编写“防止设备缺陷扩大的措施”报生技部专工和总工或生产厂长批准后马上实施。4 缺陷统计
每月28日由运行专工负责统计各专业缺陷消除情况，于每月29日将本月消缺情况填写《缺陷统计表》，上报生技部对口专工
检修公司各车间统计未消除缺陷，并填写未消除缺陷统计表，每月29日前上报生技部对口专工。5 考核内容
5.l 运行人员未及时发现缺陷或未及时采取切换、隔离、调整等措施而造成设备缺陷扩大、设备损坏的，视情况扣运行车间50～100元；设备检修主人在巡视设备期间应发现而未发现的缺陷，视情况扣检修责任单位50～100元。检修人员发现一、二类缺陷后，要及时书面列出消缺计划和防止事故扩大的措施报生技部专工，否则，按未发现处理。
5.2 缺陷记录不准确、重复或错误及非缺陷而记录为缺陷的，每条扣运行车间10元。
5.3 检修人员在接到消缺通知后工作时间30分钟内，业余时间（包括夜间）50分钟内必须赶到现场，违者扣责任班组10元，检修人员借故推倭延误，每迟到10分钟加扣10元，拒绝接受消缺工作扣责任班组50元。由于检修人员延误造成缺陷扩大或设备损坏的，扣责任班组 100元以上。
5.4 运行人员发现设备缺陷应及时填写设备缺陷通知单，并立即通知检修人员，并详细记录好通知时间、被通知人员。白天要通知到检修班长或班组技术员或检修车间有关人员，夜间要通知到检修值班人员，检修人员到达现场后立即通知运行值班人员，运行值班人员要对检修人员到现场的时间做好记录，且不得涂改。否则，考核运行责任单位10元。已发现缺陷应通知而未通知到检修人员，造成该缺陷末消，考核运行责任单位20元。
5.5 检修值班人员每天8：00前要领取设备缺陷通知单，由检修公司单位的领导及时安排处理，否则每条扣10元。对24小时内不能处理的需要领导、专工签署意见的缺陷，检修意见一栏由检修单位领导、班长或专工填写，填写时间可放宽至24小时。
5.6 有下列情形之一者按重复消缺考核。
5.6.1 修前机组存在的缺陷，经过大小修、临故修，一月内又出现同一缺陷。发生一次扣责任单位60元。
5.6.2 需停机、停炉、停主系统、停公用系统或切换系统才能消除的缺陷，检修后两周内重复出现。发生一次扣责任单位40元。
5.6.3 三类缺陷消除后一周内重复出现，发生一次扣责任单位20元。5.7 对应连续处理的缺陷未连续处理，考核责任单位20元。已开出工作票的缺陷要连续处理直到该缺陷消除。对未经签字批准而间断处理的考核责任单位50元。
5.8 检修人员消缺工作结束后，要及时通知运行人员到现场进行质量验收，做出质量评价，双方签字后注销“设备缺陷通知单”。凡验收无结论、无签名、无注销、签字不齐全、时间和实际不对应或拒绝验收，扣责任方10元 5.9 缺陷未消除或现场不合格，而注销缺陷单，扣运行责任单位20元。5.10 缺陷消除后，无法动态验收的，检修人员应书面交代(在检修交代记录上)，运行人员将缺陷单注销，否则，扣责任单位10元。达到动态验收条件后，仍存在缺陷的，运行人员应重填缺陷单。对需要由检修单位签署意见并编写“防止设备缺陷扩大的措施”的缺陷，在措施填写、批准并落实后，经生技部专工检查认可，由生技部专工在“设备缺陷通知单”
一、二联上分别签署彻底处理的时间、要求，若专工无法作主，应马上汇报请示总工并根据指示在缺陷消除单上作出批示意见。若总工也无法单独作出指示，则总工应召集生产厂长、生技部主任及其他有关人员共同作出决定，并由生技部专工在缺陷单上签署意见。在“防止设备缺陷扩大的措施”的填写、批准和落实过程中，每发现一处不合格，扣责任单位10元／条
5.11 发现设备缺陷后，运行人员应及时为检修人员创造消缺条件。采取措施（如必要的切换操作，设备隔离，联系工作等）防止缺陷扩大并积极配合消缺。如因配合不利而贻误消缺，扣运行责任单位30元。
5.12 对于因为设备划分不明确、责任不清的设备缺陷，检修双方要主动进行协商，积极配合，尽快消除设备隐患。凡发生此类问题，运行人员应及时汇报值长，由值长联系裁决。如果因此发生推诿扯皮，拖着不干，任凭缺陷存在、扩大，甚至造成严重后果，根据情节轻重，分别扣罚责任双方20－200元。对缺陷在处理过程中，发现该缺陷是由于别的专业的原因造成的，由缺陷原始单位申请所在专业的生技部专工，经专工确认后在缺陷单上签字，并通知值长将该缺陷转至其他专业，在签字之前的时间里，该缺陷单的所有手续都由缺陷原始单位办理。每发现一次不符合规定的，考核相关人员10元 5.13 消除缺陷时需要其它单位配合的，要主动联系；配合单位要积极配合工作，由于未联系或不做配合工作，延误消缺，扣责任单位20元。造成严重后果的，扣责任单位100元以上。
5.14 对一类设备缺陷，该缺陷至消除之前一次性对责任单位扣款30元；错过大、小修或更改工程处理机会而未处理的，每项考核责任单位200元。5.15 对二类设备缺陷，该缺陷至第一次处理机会之前一次性对责任单位扣款15元；错过处理机会而未处理的，每项考核责任单位100元。
5.16 对三类设备缺陷，缺陷消除时间限定为24小时。在此基础上每拖延一天加扣 10元。凡因其它原因（如架子等）不能于24小时内处理完的，检修单位仍应按照规定编写 “防止设备缺陷扩大的措施”外，还应在在缺陷通知单上注明原因并及时汇报生技部相关专工或人员，按生技部的意见办理。否则，按未处理缺陷对待。
5.17 因设备运行条件的限制，对在运行中采取临时措施的缺陷，在设备大小修、临故修或备用后还没有彻底处理的，需经总工以上领导批准，无故不彻底处理的，每处扣50元。
5.18 设备原设计的自动、电动操作性能应可靠好用，不能正常投入使用的，一次扣责任单位50元（厂长、总工批准的除外）。
5.19 如需要外协工作的，由消缺单位提出申请，经生技部批准后，由生技部负责通知外协单位。未提申请的，按未处理缺陷考核。
5.20 对于无备品的缺陷，如该缺陷不会影响机组的正常运行，检修可随当月的材料计划提出材料计划。如该缺陷影响机组的正常运行，必须在短时间内消除的，检修在24小时内提出材料计划，否则考核检修单位20元；材料专责人接到计划要及时通知材料公司采购，并且两天内必须反馈信息，否则，考核材料专责人20元。对特殊备品材料专责人要及时向检修单位和生技部专工反馈信息，及时采取措施，如果接计划7天备品未到，也无反馈信息，考核材料专责人20元。
5.21 凡因缺陷或消缺引起的事故、降出力、燃油等均同时按照相应办法进行考核。
5.22 运行值班人员未查出、而被检查小组查出的缺陷或渗漏点（以设备缺陷单为准），按设备划界考核所在的运行单位20元一次。5.23 凡由于运行操作不当造成设备损坏的，扣罚运行责任单位50－200元。5.24 机、炉、电、热控专业每月容许未消除缺陷数均为一个，各专业当月未消除的缺陷每比规定值多一个，厂部考核该专业20元。对一、二类缺陷及导致停机、解列的缺陷，则取消相应专业允许一个未消除缺陷的限制。若各专业当月的缺陷数为0，则厂部奖励该专业100元。
5.25 缺陷消除单填写过程中, 用词要明确，不能模棱两可，签署意见时一、二栏都必须填写。生技科意见、消除人意见、验收人意见等栏必须根据有关规定填写(检修意见一栏按5.5条执行)，填写的时间必须真实,不得出现代签或篡改现象。缺陷消除情况一栏由检修人员填写，并且必须写明缺陷消除的方法、采取的措施等，严禁只写“已消除”三个字，无特殊情况（如休假等）意见栏填写时间不能超过24小时，否则每项考核责任人10元，如出现检修意见、缺陷消除情况均为空白的缺陷单，每张扣检修20元
5.26 设备缺陷消除单上运行验收意见只能填写“合格”或“不合格”。若该缺陷未消除，对检修消缺人员的建议，运行验收人员不应填写“同意”等意见，而应由检修班长或专工在编写 “防止设备缺陷扩大的措施”并获得批准后由生技部专工作出批示，否则每次考核运行车间10元。
5.27 生技部、运行办专工在设备缺陷消除单的填写过程中,不得误导运行人员,否则考核责任人20元
5.28 “设备缺陷消除单”由运行专工统一编号（设备缺陷消除单一、二联都需编号），运行专工不在，由运行部主任负责。发现一次没有编号的缺陷单扣责任人10元
5.29 缺陷消除单存根每月由运行车间保存，每月29日由运行专工同未处理缺陷统计表一起上交生技部专工，生技部专工每月1日将缺陷消除单存根及考核报告交生技部主任，否则，每次考核责任人10元。
5.30 “设备缺陷消除单”应保管完好，每缺一页或乱写、乱划，每页扣运行车间10元； “设备缺陷通知单”统计结束后由生技部负责妥善保管。5.31 运行办、生技部专工、检修班组统计报表每错报、漏报一项，扣责任方20元。
5.32 上述考核条款中，发生重复考核条款，取考核力度大者。6 考核兑现
每月28日由运行专工负责统计各专业缺陷消除情况，于每月29日将本月消缺情况填写《缺陷统计表》，上报生技部对口专工。生技部专工根据《缺陷统计表》、检修公司各车间统计未消除缺陷及平时检查情况汇总全月各专业消缺及缺陷考核情况，于每月1日前提出上个月对各单位的考核报告（如遇礼拜天时间提前），纳入全厂月度考核中，按月兑现。
本办法解释权归属厂生技部，自废
**年2月1日起实施，以前的有关规定同时作
**热电厂 **年1月4日
第五篇：泊车设备介绍
泊车设备介绍
现场调研
合作前期会到现场做实际考察，识别存在的问题，针对目标问题设计决策思路及模型，并获取研究模型所需要的信息和数据并分析、输出研究报告，为规划设计提供更好的数据基础。
沟通规划
在前期现场调研的基础上，根据当地实际情况，制定合理的设计方案（技术）大纲，并提出意见及建议，为下一步的方案设计奠定良好基础。
方案设计
方案设计是项目流程中最为关键的一个环节。它是每一个项目从无到有、去粗取精，去伪存真、由表及里的最具体化、形象化的表现过程。我们在进行方案设计的时候将严格遵照技术先进性，功能实用性，性能可靠性，操作方便性，设备可扩展性的原则进行设计。完成满足项目要求的总体工艺平面布局设计。
仿真模拟
生产制作前期，九路会进行设备现场仿真模拟，可以模拟各类复杂的分拣环境和停车环境、可以详细逼真地分析大范围下多种实际问题，可以用动画的形式把物流的状况、仓储线的运作、以及项目的综合性能直观地表现出来，一目了然。
生产制造
九路采用严格的质量控制，秉承专注专业的制造理念，小到螺丝零件，所有出厂产品均需通过三层检验标准。为客户制造出耐用，可靠的机械设备而努力。
售后服务
九路泊车为您提供全方位免费电话热线服务，E-MAIL支持服务，远程技术支持服务，跟踪回访服务，竭诚为您保驾护航。
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