发电厂集控运行技术单元机组事故技术问答题

发电厂集控运行技术单元机组事故技术问答题发电厂集控运行技术单元机组事故技术问答题1、单元机组事故特点是什么？、单元机组事故特点是什么？单元机组容量较大，事故停运后，损失巨大。单元机组事故造成设备损坏，维修较困难。单元机组机炉电联系密切，任一环节故障都将影响整个机组的运行。单元机组内部故障不影响其他机组正常工作，事故范围缩小。参数超限、管壁超温的设备事故占相当大的比例。由于自动装置及保护故障、不正确使用、停运等原因，造成设备损坏事故时有发生。2、单元机组事故的处理原则是什么？、单元机组事故的处理原则是什么？采取措施，迅速解除对人身及设备安全的直接威胁。切忌主观、片面地判断及操作，应尽快向上反映及时处理。保持厂用电的正常供电。迅速、准确、果断地处理事故，避免和减少主设备的损坏。单元机组内部处理要尽量缩小范围，减少恢复时间。机炉电是一个整体，要在值长的指挥下，统筹兼顾，全面考虑。3、什么是电力系统的短路？有哪些基本类型？、什么是电力系统的短路？有哪些基本类型？所谓短路，是指相与相之间通过电弧或其他较小阻抗的一种非正常连接。在中性点直接接地系统中或三相四线制系统中，还指单相或多相接地（或接中性线）。三相系统中短路的基本类型有：一方面，短路电流产生的热效应会损坏设备绝缘、甚至烧坏设备；另一方面，短路电流产生的电动力也会造成导体变形，设备发生机械损坏。短路对系统的危害是使供电受阻，甚至造成系统稳定的破坏，使之出现非故障部分的大面积停电。5、什么是电力系统的振荡？、什么是电力系统的振荡？电力系统的振荡是指发电机与系统电源之间或系统两部分电源之间功角的摆动现象。振荡有同期振荡和非同期振荡两种情况，能够保持同步而稳定运行的振荡称为同期振荡；导致失去同步而不能正常运行的振荡称为非同期振荡。6、如何区分电力系统短路和振荡？、如何区分电力系统短路和振荡？短路和振荡的主要区别是：两者电气量的变化速率不同。短路时电流突升、电压突降，电流、电压值突然变化量很大；而振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，电流、电压等电气量的变化是缓慢的。特别是刚开始振荡时，电流、电压随送电系统的运行角的摆动作周期性变化，变化速率比短路时慢得多。振荡时，系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而改变；而短路时，电流与电压之间的相位角是基本不变的。两者不对称分量不同。短路时一般会有负序或零序分量出现；而振荡时三相是完全对称的，不会出现负序和零序分量。7、当继电保护或自动装置动作后，应做哪些工作？、当继电保护或自动装置动作后，应做哪些工作？当继电保护或自动装置动作后，须有两个以上电气值班员检查动作情况，并认真做好记录后再恢复信号。电气值班员应记录如下内容。所有跳闸和自动合闸的开关名称。所有动作信号的名称、用途及回路编号。所有出现的光字牌及有关指示的名称。继电保护和自动装置动作的日期和时间。电流、电压、频率以及功率的指示和变化情况。继电保护或自动装置动作的原因。必须指出，运行中继电保护或自动装置动作不论其动作行为是否正确，皆应通知继电保护和自动装置班。8、什么情况下应该停用整套微机继电保护装置？、什么情况下应该停用整套微机继电保护装置？在下列情况下应停用整套微机继电保护装置。微机继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。装置内部作业。继电保护人员输入定值。9、在哪些情况下，保护装置的动作应认为是正确的？、在哪些情况下，保护装置的动作应认为是正确的？如果在电力系统故障（接地、短路或断线）或异常运行（过负荷、振荡低频率、低电压、发电机失磁等）时，保护装置的动作符合设计、整定和特性试验要求，并能有效地消除故障或使异常运行情况得以改善，那么保护装置的动作应认为是正确的。10、在哪些情况下，保护装置的动作应认为是不正确的？、在哪些情况下，保护装置的动作应认为是不正确的？在下列情况下，保护装置的动作应认为是不正确的。在电力系统故障或异常运行时，按保护装置动作特性、正确的整定值、接线全部正确，不应动而误动。在电力系统故障或异常运行时，按保护装置动作特性、正确的整定值、接线全部正确，不应动而误动。在电力系统正常运行情况下，保护装置误动作跳闸。11、发电机不正常运行状态有哪些？、发电机不正常运行状态有哪些？发电机不正常运行状态主要有：不对称运行；对称过负荷；无励磁异步运行；电动机状态运行；冷却系统异常时的运行等。12、造成氢冷发电机氢压降低的原因有哪些？、造成氢冷发电机氢压降低的原因有哪些？密封瓦的油压过低或供油中断。氢母管压力低。突然甩负荷引起发电机过冷却。密封瓦塑料垫破裂使使氢气大量漏入油中。管子破裂或阀门泄漏。发电机定子引出线瓷套管或转子的密封破坏。误操作（如误开排氢阀）等。13、什么情况下，发电机会变为同步电动机运行？、什么情况下，发电机会变为同步电动机运行？当汽轮发电机在运行中，由于汽轮机危急保安器动作而导致主汽门关闭，使得发电失去原动力时，就会变成电动机运行状态。此时，发电机不能向系统发出有功功率，反而要从系统吸收一部分有功功率来维持本身的运转，同时，仍然向系统输送无功功率。由于末级长叶片会因与空气摩擦而过热，决定了汽轮机不允许在无蒸汽工况下长时间运行，因此，发电机不允许在电动机状态下运行。14、发电机变成电动机运行时，会出现哪些现象？、发电机变成电动机运行时，会出现哪些现象？汽轮机跳闸。发电机的有功功率表指针摆到零位附近的针档处，且指向负值。因为此时发电机从系统吸收有功功率以抵消维持同步运转所消耗的空载损耗。发电机的无功功率表指示升高。这是因为有功负荷突然消失后，发电机电压会升高，而系统电压不变，电压升高就会自动多带感性无功负荷。发电机的功率因数表指示进相。因为这时发电机吸收有功，发出感性无功。定子电流表指示降低。这是有功电流分量降低造成的。定子电压表及励磁回路的仪表指示正常。频率正常。15、发电机变成电动机运行时，处理要点是什么？、发电机变成电动机运行时，处理要点是什么？发电机变成电动机运行时，要确认逆功率保护正确动作，否则手动切换厂用电后解列灭磁。16、什么是进相运行？进相运行时要特别注意哪些情况？、什么是进相运行？进相运行时要特别注意哪些情况？所谓进相运行，是指发电机向系统输送有功功率，但吸收载功功率的运行方式。我国原水利电力部 1982 年颁发的 发电机运行规程中规定：“发电机是否能进相运行应遵守制造厂的规定。制造厂无规定的应通过试验来决定”。进相运行要考虑的问题有：系统稳定性降低问题；由发电机端部漏磁引起的定子发热问题；发电机端电压下降问题。17、为什么进相运行时，发电机定子端部易发热？、为什么进相运行时，发电机定子端部易发热？这是因为发电机定子端部易发热？这是因为发电机运行中，其定子端部和转子端部各有一个旋转的漏磁场。端部漏磁场的分布情况比较复杂，它随电机结构、材料、距离以及负载性质的不同而不同。一般而言，发电机在滞后功率因数下运行时，定子和转子的磁通相互削弱；而在超前功率因数即进相运行时，两者磁通相互加强，造成端部漏磁通增多。所以，发电机在进相运行时端部易于发热。18、什么是不对称运行？不对称运行对发电机有何危害？、什么是不对称运行？不对称运行对发电机有何危害？发电机的不对称运行一般是在电力系统不对称运行时发生的。因为不对称运行时，负载不对称，所以发电机三相电流不对称。当发电机中性点接地时，定子三相电流可以分解为正序、负序和零序电流；当发电机的中性点不接地时，发电机中只有正序和负序电流。不对称运行对发电机产生危害的是其中的负序电流，其表现有：造成定子绕组过热；引起转子表面发热；引起发电机振动。19、发电机不对称负荷的容许范围是怎样确定的？、发电机不对称负荷的容许范围是怎样确定的？同步发电机不对称负荷容许范围的确定主要决定于下面3 个条件。负荷最重相的定子电流不应超过发电机的额定电流。转子任何一点温度，不应超过转子绝缘材料等级和金属材料的容许温度。机械振动不超过允许的范围。不对称运行时，负序电流的容许值和容许时间都不应超过制造厂的规定。缺乏相应规定时，可参照：在额定负荷下连续运行时，汽轮发电机三相电流之差不得超过 10%，或负序电流不超过额定电流的 6%。20、发电机转子绕组发生两点接地故障有哪些危害？、发电机转子绕组发生两点接地故障有哪些危害？发电机转子绕组发生两点接地后，使相当一部分绕组短路。由于电阻减小，所以另一部分绕组电流增加，破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机剧烈振动，同时无功出力降低。另外，转子电流通过转子本体，如果电流较大，可能烧坏转子和磁化汽轮机部件，以及引起局部发热，使转子缓慢变形而偏心，进一步加剧振动。21、发电机故障类型有哪些？、发电机故障类型有哪些？发电机故障类型主要有：定子绕组的相间短路；定子绕组匝间短路；定子单相接地；失磁；转子一点接地和两点接地等。22、哪些情况下应紧急停止发电机运行？、哪些情况下应紧急停止发电机运行？发电机在运行中，遇到下列情况之一时应紧急停机。发电机、励磁机内部冒烟、着火或发生氢气爆炸。发电机本体严重漏水，危及设备安全运行。发电机氢气纯度迅速下降并低于 90%以下或漏氢引起氢压急剧下降到 35kPa 以下时，或发电机密封油中断时。主变、高压厂变着火或冒烟。发电机及励磁机支持轴承温度达 103。23、发变组开关自动跳闸后如何处理？、发变组开关自动跳闸后如何处理？发变组开关自动跳闸一般是由于继电保护人员误动引起的。发变组开关自动跳闸后，应立即检查高压厂变高压侧断路器是否也已跳闸，是的话应检查发电机灭磁开关是否已跳开，如果未跳开，就手动将其断开。同时要检查是否人为误动而跳闸。如果确认断路器分闸是人为误动所致，则应尽快将发电机并入电网。如果是保护动作跳闸，则应检查是何种保护动作。若是因为外部短路的过电流保护动作跳闸，则在经外部检查发电机无明显的不正常后可将发电机重新并入电网。若发电机是因为反映内部故障的保护动作而跳闸，则应对发电机及其有关的设备和所有在保护范围的一切电气回路的状况进行详细的检查，并测量定子绕组的绝缘电阻，以判明发电机有无损坏。此外还要检查保护装置，并许多询问电网上有无故障，以利于判明是否保护误动。如果一切均无异常，则可对发电机零起升压。如升压未见异常，则可并网运行。24、发电机断水时应如何处理？、发电机断水时应如何处理？运行中，发电机断水信号发出时，运行人员应立即看好时间，做好发电机断水保护拒动的事故处理准备，与此同时，查明原因，尽快恢复供水。若 30s 内冷却水恢复，则应对冷却系统及各参数进行全面检查，尤其是转子绕组的供水情况，如果发现水流不通，则应立即增加进水压力恢复供水或立即解列停机；若断水时间 30s 而断水保护拒动时，应立即手动拉开发电机断路器和灭磁开关。25、运行中，定子铁心个别点温度突然升高时应如何处理？、运行中，定子铁心个别点温度突然升高时应如何处理？运行中，若定子铁心个别点温度突然升高，应当分析该点温度上升的趋势及其与有功、无功负荷变化的关系，并检查该测点正常与否。若随着铁心温度、进出风温度和进出风温差显著上升，又出现“定子接地”信号时，应立即减负荷解列停机，以免烧坏铁心。26、转子发生一点接地可以继续运行吗？、转子发生一点接地可以继续运行吗？转子绕组发生一点接地，即转子绕组的某点从电的方面来看与转子铁心相通时，由于电流构不成回路，理论上可以继续运行，但这促运行是非正常的，因为它有可能发展为两点接地故障。一旦发展成转子两点接地就可能因转子电流增大，造成部分转子绕组发热，严重时可能烧毁转子；同时，由于作用力偏移造成转子的强烈振动。27、什么是励磁异常下降？造成励磁异常下降的原因有哪些？、什么是励磁异常下降？造成励磁异常下降的原因有哪些？励磁异常下降是指运行中发电机励磁电流的降低超过了静态稳定极限所允许的程度，使发电机稳定运行遭到破坏。造成励磁异常下降的原因通常有主励磁机或副励磁机故障、励磁系统中硅整流元件部分损坏、自动调节系统不正确动作、操作上的失误等。28、什么是完全失磁？造成完全失磁的原因有哪些？、什么是完全失磁？造成完全失磁的原因有哪些？完全失磁是指发电机失去励磁电源，通常表现为励磁回路开路。造成完全失磁的原因有自动灭磁开关误跳闸、励磁调节器整流装置中的自动开关误跳闸、励磁绕组断线以及副励磁机励磁电源消失等。29、失磁对电力系统有哪些危害？、失磁对电力系统有哪些危害？失磁发电机由失磁前向系统送出无功功率转为从系统吸收无功功率，尤其是满负荷运行的大型机组会引起系统无功功率大量缺额。若系统无功功率容量储备不足，将会引起系统电压严重下降，甚至导致系统电压崩溃。失磁引起的系统电压下降会引起相邻发电机励磁调节器动作，增加其无功输出，引起这些发电机、变压器或线路过流，甚至使后备保护因过流而动作，从而扩大故障范围。失磁引起有功功率摆动和励磁电压下降，可能导致电力系某些部分之间失步，使系统发生振荡，甩掉大量负荷。30、失磁对发电机本身有哪些危害？、失磁对发电机本身有哪些危害？由于出现转差，在转子回路出现差频电流，在转子回路产生附加损耗，可能使转子过热而损坏，这对大型发电机威胁最大。失磁发电机进入异步运行后，等效电抗降低，定子电流增大。失磁前发电机输出有功功率越大，失磁失步后转差越大，等效电抗越小，过电流越严重，定子会因此过热。失磁失步后，发电机有功功率发生剧烈的周期摆动，变化的电磁转矩（可能超过额定值）周期性地作用到轴系上，并通过定子传给机座，使定、转子及其基础不断受到异常的机械力矩的冲击，引起剧烈振动，同时转差也作周期性变化，使发电机周期性地严重超速。失磁运行时，发电机定子端部漏磁增加，将使端部的部件和边段铁心过热。31、机组正常运行时，若发生发电机失磁故障，应如何处理？、机组正常运行时，若发生发电机失磁故障，应如何处理？当发电机失去励磁时，失磁保护正确动作，则按发变组开关跳闸处理。若失磁保护未动作，且危及系统及厂用电的安全运行时，则应立即用发电机紧急解列开关（或逆功率保护）及时将失磁的发电机解列，并应注意高压 6kV 厂用电应自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。在上述处理的同时，应尽量增加其他未失磁机组的励磁电流，以提高系统电压和稳定能力。发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。32、强行励磁起什么作用？强励动作后应注意什么问题？、强行励磁起什么作用？强励动作后应注意什么问题？当系统电压大大下降，发电机励磁调节装置会自动迅速地增加励磁电流，这种作用叫强行励磁。强行励磁电压与励磁机额定电压 UC之比称为强励倍数，对于水冷和氢冷励磁绕组的汽轮发电机，强励电压为 2 倍额定励磁电压，强励允许时间 1020s。强行励磁有以下几个方面作用。增加电力系统的稳定性。在短路切除后，能使电压迅速恢复。提高带时限的过流保护动作的可靠性。改善系统事故时电动机的自启动条件。强行励磁动作后，应对励磁机的碳刷进行一次检查，看有无异常，另外，在电压恢复后要注意检查短路磁场电阻的继电器接点是否打开，是否曾发生过该接点粘住的现象。33、发变组运行中，造成过励磁的原因有哪些？、发变组运行中，造成过励磁的原因有哪些？以下原因都可能导致过励磁现象。发变组与系统并列前，由于操作错误，误加大励磁电流造成过励磁。发电机启动过程中，转子在低速下预热时，误将电压升到额定值，则因发电机和变压器低频运行造成过励磁。切除发电机过程中，发电机解列减速，若灭磁开关拒动，使发变组遭受低频引起过励磁。发变组出口断路器跳闸后，若自动励磁调节装置退出或失灵，则电压和频率均会升高，但因频率升高较慢而引起过励磁。运行中，当系统过电压及频率降低时也会发生过励磁。34、发变组非全相运行时有何现象？、发变组非全相运行时有何现象？发电机三相定子电流严重不平衡。可按下列标准来判断非全相的情况：若发电机三相定子电流中有两相相等或近似相等，且为另一相的 1/2，则可判定为发变组开关两相拒分，一相断开；若发电机三相定子电流中有两相相等或近似相等而另一相为零，则可判定为发变组开关一相拒分，两相断开。“开关相间不一致”光字牌亮，发变组开关红、绿指示均熄灭。发电机非全相保护、负序过负荷保护有可能发信、动作，有关光字牌点亮。35、发变组发生非全相运行时如何处理？、发变组发生非全相运行时如何处理？发变组发生非全相运行时的处理要点如下。当判明发变组非全相运行时，应特注意不得拉开发电机灭磁开关及关闭汽机主汽门。此时应对发变组开关再手动分闸一次，若不奏效，则应迅速降低发电机有功负荷至零，并保持汽轮发电机组的转速（频率）与系统接近。若发电机灭磁开关未跳闸，汽机主汽门也未关闭，则应严密监视发电机定子电流，并根据电流表指示调节励磁电流，使三相定子电流均接近于零；采取措施，隔离故障，比如可通过倒闸操作利用母联开关使发变组解列或采用就地手动分闸；处理过程中应严密监视发电机各部分温度不超过允许值。若发电机灭磁开关已跳闸，汽机主汽门未关闭，发电机进入异步发电机不对称运行状态，则应立即合上磁场开关增加励磁，使发电机拉入同步；然后再调节主励磁机励磁电流至空载额定值，使定子三相电流接近于零。若灭磁开关合不上或发电机不能拉入同步，则应立即拉开发电机所接母线上的所有开关，使发变组解列。若发电机灭磁开关已跳闸，汽机主汽门已关闭，则庆立即拉开发电机所接母线上的所有开关，使发变组解列。36、机组正常运行时，若发生发电机逆功率运行，应如何处理？、机组正常运行时，若发生发电机逆功率运行，应如何处理？发电机发生逆功率运行时报处理要点有：检查发电机逆功率保护正确动作出口跳闸。若逆功率保护拒动，手动切换厂用电、解列灭磁。37、引起机组负荷骤变、晃动的电气方面的原因有哪些？、引起机组负荷骤变、晃动的电气方面的原因有哪些？引起机组负荷骤变、晃动的电气方面的原因有：电网频率变化引起机组负荷骤变。发电机振荡或失步。此时则应立即降低发电机有功出力，增加发电机无功出力，提高系统稳定性，尽快将发电机拖入同步。38、发电机发生振荡或失步时有哪些现象？应采取哪些措施？、发电机发生振荡或失步时有哪些现象？应采取哪些措施？发电机发生振荡或失步时的现象定子电流表的指针来回剧烈地摆动，并超过正常值。发电机和母线电压表的指针都发生剧烈的摆动，经常是电压降低。有功表及超负荷运转表的指针在全盘内摆动。转子电流表的指针在正常值附近摆动。同时发电机发出鸣音，其节奏与上列各项表计的摆动合拍。应采取的措施对于自动励磁调节装置在自动方式运行的发电机，应适当降低发电机的有功负荷。对于自动励磁调节装置在手动方式运行的发电机，应尽可能增加其励磁电流，并适当降低发电机的有功负荷，以创造恢复同期的有利条件。如果采取上述两项措施仍不能恢复同步时，则根据现场规程规定的时间（或振荡次数）或调度的命令，将发电机与系统解列。39、电力系统振荡时，哪些继电保护装置受影响？哪些保护装置不受影响？、电力系统振荡时，哪些继电保护装置受影响？哪些保护装置不受影响？电力系统振荡时，对继电保护装置的电流继电器、阻抗继电器有影响。对电流继电器而言，当振荡电流达到继电器的动作电流时，继电器动作；当振荡电流降低到继电器的返回电流时，继电器返回。由此可以看出电流速断保护肯定会误动作。一般情况下振荡周期较短，当保护装置的时限大于 1.52s 时，就可能躲过振荡误动作。对阻抗继电器而言，周期性振荡时，电网中任一点的电压和流经线路的电流将随两侧电源电动势间相位角的变化而变化。振荡电流增大，电压下降，阻抗继电器可能动作；振荡电流减小，电压升高，阻抗继电器返回。如果阻抗继电器触点闭合的持续时间长，将造成保护装置误动作。40、氢冷发电机着火如何处理？、氢冷发电机着火如何处理？对运行中的氢冷发电机，如机内发出爆炸声，并向外喷出油烟气时，应立即紧急停机，并拉开发变组断路器和灭磁开关，同时打开管道阀门，迅速将 CO2充入发电机内灭火。灭火时，应使发电机保持 10%的额定转速，不得停止转动，以防止大轴在灭火过程中因受热不均而造成弯曲。41、变压器的不正常运行状态有哪些？、变压器的不正常运行状态有哪些？变压器的不正常运行状态有：过负荷；过电流；零序过流；通风设备故障；冷却器故障等。42、变压器故障类型有哪些？、变压器故障类型有哪些？变压器的故障类型主要有：相间短路；接地（或对铁心）短路；匝间或层间短路；铁心局部发热和烧损；油面下降等。43、变压器绕组匝间短路是怎么回事？、变压器绕组匝间短路是怎么回事？所谓匝间短路，就是相邻几个线匝之间的绝缘损坏。这将造成一个闭合的短路环路，同时使该相的绕组减少了匝数。短路环路内流着交变磁通感应出来的短路电流，将产生高热，并可能导致变压器的烧毁。据统计，因匝间短路引起变压器损坏约占总损坏数的 80%左右。匝间短路发高热时有一个特征，就是发高热处的油似沸腾，在变压器旁能听到“咭噜咭噜”的异常声音，运行中应加以注意。44、变压器自动跳闸后的一般处理步骤是怎样的？、变压器自动跳闸后的一般处理步骤是怎样的？进行系统性处理，即投入备用变压器，调整运行方式和负荷分配，维持运行系统及其设备处于正常状态状况。检查保护动作情况并判断其动作是否正确。了解系统有无故障及故障性质。属下列情况可不经外部检查试送电一次；人员误碰、误操作及保护动作；仅低压过流或限时过流保护动作，同时跳闸变压器的下一级设备故障而其保护未动作，且故障点已隔离。如是差动、重瓦斯或速断过流等保护动作，故障时又有冲击，则应详细检查，在未查清原因前禁止重新投运。45、哪些原因会引起主变压器差动保护动作？、哪些原因会引起主变压器差动保护动作？变压器内部及其套管引出线故障。保护二次线故障。电流互感器开路或短路。46、主变压器差动保护动作如何处理？、主变压器差动保护动作如何处理？变压器差动保护跳闸后检查和处理的要点如下。检查变压器本体有无异常，检查差动保护范围内的瓷瓶是否有闪络、损坏，引线是否有短路。如果差动保护范围内的设备无明显故障，应检查继电保护及二次回路是否有故障，直流回路是否有两点接地。经上述检查无异常时，应在切除负荷后立即试送一次。如果是继电器、二二次回路或两点接地造成误动，则应将差保护退出运行，将变压器送电后再处理。处理好后投到“信号”位置。如果差动保护和重瓦斯保护同时动作使变压器跳闸时，不经内部检查和试验，不得将变压器投入运行。47、引起变压器轻瓦斯保护动作的原因有哪些？、引起变压器轻瓦斯保护动作的原因有哪些？下列原因可能引起轻瓦斯保护动作。变压器内有轻微程度的故障，产生微弱的气体。空气侵入变压器。油位降低。二次回路故障（如发生直流系统两点接地）等。48、变压器重瓦斯保护动作跳闸时如何处理？、变压器重瓦斯保护动作跳闸时如何处理？变压器重瓦斯保护动作跳闸后检查和处理的要点如下。收集瓦斯继电器内的气体作色谱分析。如无气体，则应检查二次回路和瓦斯继电器的接线柱和引线绝缘。检查油位、油温、油色有无变化。检查防爆管是否破裂喷油或释压阀是否动作。检查变压器外壳有无变形，焊缝是否开裂喷油。如经上述检查发现问题，应将变压器停运处理；如未发现问题，并确认是二次回路故障而导致保护误动，则可在差动保护投入的前提下将瓦斯保护改投“信号”或退出后，试送一次。49、变压器着火如何处理？、变压器着火如何处理？发现变压器着火时，应首先检查变压器的断路器是否已跳闸；如未跳闸，应立即断开变压器各侧电源的断路器，然后进行灭火；如果油在变压器顶盖上燃烧，则立即打开变压器底部放油阀，将油面降低，并往变压器外壳浇水，使油冷却；如果变压器外壳裂开着火时，则应将变压器内的油全部放掉；扑灭变压器火灾时，应使用二氧化碳、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材。50、什么锅炉事故？、什么锅炉事故？锅炉运行中，锅炉参数超过规定值，经调整无效；锅炉主辅设备发生故障、损坏，造成少发电或人员伤亡，称锅炉事故。一般锅炉事故可分为：一般事故，重大事故，锅炉爆炸事故。51、发生锅炉事故的主要原因是什么？、发生锅炉事故的主要原因是什么？发生锅炉事故的主要原因，一是人为责任造成；二是由于锅炉设备缺陷故障造成。人为方面的原因：运行人员疏忽大意。操作技术水平低，设备系统不熟悉、误判断、误操作扩大事故。不执行操作规程，违章作业。设备缺陷和故障方面的原因：设备老化。设备有缺陷、带病运行。设备维护不当，不定期检修或检修质量差等。52、锅炉严重满水，为什么要紧急停炉？、锅炉严重满水，为什么要紧急停炉？锅炉严重满水，指其水位已上升到极限。此时汽包内的蒸汽清洗装置已被水淹没；另外，减少了汽水在汽包的分离空间，造成蒸汽大量带水、蒸汽品质恶化、蒸汽含盐量增加。若这部分蒸汽流经过热器会造成管壁结垢，影响传热，最终导致管壁超温烧坏。若是带水的蒸汽进入汽轮机，会导致汽轮机轴向推力增加、损坏推力瓦，同时还会使汽轮机叶片承受很大的冲击力，严重时会使汽轮机叶片折断。一般高温高压锅炉的蒸汽在主汽管的流速是 40m/s 左右，若锅炉满水，在极短的时间，带水蒸汽即进入汽轮机，严重威胁机组的安全。部颁规程规定：锅炉严重满水则应紧急停炉，同时汽机紧急停机。53、锅炉严重缺水，为什么要紧急停炉？、锅炉严重缺水，为什么要紧急停炉？因为锅炉水位计的零位一般都在汽包中心线下 150200mm 处，从零位到极限水位的高度约为 200250mm，汽包内径是定值，故当水位至极限水位时，汽包内储水量少。易在下降管口形成漩涡漏斗，大量汽水混合物会进入下降管，造成下降管内汽水密度减小、运动压头减小，破坏正常的水循环、造成个别水冷壁管发生循环停滞；若不紧急停炉会使水冷壁过热，严重时会引起水冷壁大面积爆破，造成被迫停炉的严重后果。部颁规程规定：锅炉严重缺水，应紧急停炉。54、所有汽包水位计损坏时为什么要紧急停炉？、所有汽包水位计损坏时为什么要紧急停炉？仪表是运行人员监视锅炉正常运行的重要工具，锅炉内部工况都依靠它来反应。当所有水位计损坏时，水位的变化失去监视，调整失去依据。由于高温高压锅炉，汽包内储水量相对较少，机组负荷和汽水损耗又随时变化，失去对水位计的监视，就无法控制给水量。当锅炉在额定负荷下，给水量大于或小于正常给水量的 10%时，一般锅炉在几分钟就会造成严重满水或缺水。所以，当所有水位计损坏时，要求检修或热工人员立即修复，若时间来不及，为了避免对机炉设备的严重损坏，则应立即停炉。55、过热蒸汽、再热蒸汽、主给水管道发生爆破时，为什么要紧急停炉？、过热蒸汽、再热蒸汽、主给水管道发生爆破时，为什么要紧急停炉？高参数工质的管道爆破足以将人烫伤或致死，高压管道爆破还会在厂房内引起爆炸的危险，如 9.8Mpa 以上压力的饱和水变成大气压力下的蒸汽，体积会增大 1600 倍，产生相当大的冲击波，会造成支架损坏，管道脱落，威胁整台锅炉及汽轮机的安全运行。因此，高压给水、蒸汽管道爆破，无法切换，威胁人身及设备安全时，必须紧急停炉。56、炉管爆破，经加强进水和降负荷，仍不能维护汽包水位正常时，为什么要紧急停炉？、炉管爆破，经加强进水和降负荷，仍不能维护汽包水位正常时，为什么要紧急停炉？锅炉正常运行中，炉管突然发生爆破，经降负荷和加强进水仍不能维持汽包水位时，说明炉管爆管面积大，如不立即停炉会造成烧干锅，引起更大的设备事故，同时还有下列危害。蒸汽充满整个炉膛和烟道，使炉内负压变正，炉内温度降低，造成燃烧不稳。部分蒸汽冲刷炉管，使炉管损坏加剧。单元机组汽压会大幅下降，威胁汽轮机安全。炉管爆破面积大，汽压下降快，还会使汽包壁温差增大，造成汽包弯曲、变形。57、锅炉严重缺水后，为什么不能立即进水？、锅炉严重缺水后，为什么不能立即进水？因为锅炉严重缺水后，此时水位已无法准确监视，如果已干锅，水冷壁可能过热、烧红，这时突然进水会造成水冷壁急剧冷却，炉水立即蒸发，汽压突然升高，金属受到极大的热应力而炸裂。因此锅炉严重缺水紧急停炉后，只有经过技术主管单位研究分析，全面检查，摸清情况后，由总工程师决定上水时间，恢复水位后，重新点火。58、锅炉炉膛灭火的现象和原因是什么？、锅炉炉膛灭火的现象和原因是什么？炉膛灭火时，全部火焰指示器指示熄火，炉膛负压突然负至最大，主蒸汽压力、温度、流量和发电负荷迅速下降，负压保护动作并报警。炉膛灭火的原因如下。煤质差且燃烧调整不当。低负荷运行，燃烧不稳定，未投油助燃。制粉系统故障。给粉、给煤不均匀，使火焰不稳定或燃用混煤时混煤不均。炉膛负压维持过大。由于各种原因引起断风、断粉等。水冷壁严重泄漏或爆破，大量汽水喷入炉膛等。59、炉膛灭火时为什么要停止一切燃料？、炉膛灭火时为什么要停止一切燃料？炉膛灭火时，如不及时停止一切燃料，则大量可燃物会滞留于炉膛和烟道内，在炉内高温余热作用下，当可燃物达到着火浓度时，便会产生炉膛爆炸事故。因此，炉膛灭火时要停止一切燃料，并进行充分通风，防止炉膛内有存积燃料引起再燃烧各爆燃。60、锅炉灭火时，炉膛负压为什么急剧增大？、锅炉灭火时，炉膛负压为什么急剧增大？锅炉炉膛灭火负压骤增是由于燃烧反应停止，烟气体积冷却收缩而引起。因为煤粉燃烧后，生成的烟气体积比送风量增加很多，因此，引风机出力比送风机出力大。一旦锅炉发生灭火，炉膛温度下降，原来膨胀的烟气也会冷却收缩，此时送风机还是保持原来的出力运行，则必然产生负压急剧增大的现象。61、锅炉灭火处理不当时，为什么会发生炉膛打炮？发生炉膛打炮会产生什么危害？、锅炉灭火处理不当时，为什么会发生炉膛打炮？发生炉膛打炮会产生什么危害？锅炉灭火处理不当，继续往炉膛内供燃料，会造成炉膛打炮。由于燃料不能继续呈悬浮状态积存于炉膛内，当风粉混合物中煤粉的浓度达到 0.30.6kg/m3时，在高温炉膛内风粉混合物温度逐渐升高，氧化反应不断加速，当煤粉温度达到着火点后，煤粉会在 1/601/100s 内突然着火燃烧形成爆燃，由于煤粉燃烧爆炸，使烟气体积发生急剧膨胀，烟气压力猛增至 0.220.25Mpa。爆炸产生的冲击波以每 m2200 多kN 巨大力量，以 3000m/s 的极高速度向炉膛周围进行猛力冲击，将造成炉墙、钢架及受热面的严重损坏。62、为防止炉膛爆炸应采取哪些措施？、为防止炉膛爆炸应采取哪些措施？保持设备状态良好，发现缺陷及时处理。严密监视炉膛燃烧，及时调整燃烧，使燃烧稳定。发现锅炉灭火，立即停止一切燃料供应，进行充分通风。安装火焰监视器和大量程炉膛风压表。安装灭火保护装置。提高来煤质量。提高运行人员技术水平等。63、什么是烟道再燃烧？其现象和原因是什么？、什么是烟道再燃烧？其现象和原因是什么？未燃尽的可燃物微粒沉积在烟道内或受热面上，达到着火条件而复燃的现象，称为烟道再燃烧。现象为：烟道内排烟温度急剧升高，可达 300400；炉膛负压剧烈变化，烟道孔门或不严密处冒烟或冒火星，烟气含氧量减少。原因主要有煤粉过粗，未完全燃烧的煤粉进入烟道并有部分沉积；灭火后点火时间过长或运行中空气量不足；长时间低负荷煤油混烧且燃烧调整不当。64、锅炉尾部烟道再燃烧时，为什么要紧急停炉？、锅炉尾部烟道再燃烧时，为什么要紧急停炉？锅炉尾部受热面通常布置有省煤器、空气预热器，烟道在燃烧时，由于烟温急剧上长，管壁温度超过极限值，会使尾部受热面损坏，省煤器爆管，回转式空气预热器变形、卡涩，机械部分损坏，波形板烧毁等。尾部烟道内积有可燃物，当温度和浓度达到一定时会发生爆炸，造成尾部受热面和炉墙严重损坏，故发现锅炉尾部受热面发生再燃烧时，要紧急停炉。65、为什么再热器蒸汽中断时，要紧急停炉？、为什么再热器蒸汽中断时，要紧急停炉？再热器钢材，高温段一般允许壁温在 600650，低温段一般允许壁温在 480580。在额定负荷下，再热器段烟温一般在 500800左右，在有蒸汽流通的情况下，管壁温度都在允许范围内。如果再热蒸汽一中断，则管壁温度接近烟温，大大超过了钢材的极限允许值，造成壁蠕胀及超温爆管，为防止再热器大面积超温，故规程规定再热器蒸汽中断时要紧急停炉。66、为什么压力超限、安全门拒动时要紧急停炉？、为什么压力超限、安全门拒动时要紧急停炉？安全门是防止锅炉超压，保证锅炉设备安全运行的重要装置，当炉内蒸汽压力超过安全门动作压力值时，安全门自动开启将蒸汽排出，使压力恢复正常。如压力超过安全门动作压力，安全门拒动，则锅炉内汽水压力将会超过金属能承受的压力值，造成炉管爆破事故。锅炉压力过高，对汽轮机也是不允许的，必须紧急停炉。67、炉膛或烟道发生爆炸，使设备遭到严重损坏时，为什么要紧急停炉？、炉膛或烟道发生爆炸，使设备遭到严重损坏时，为什么要紧急停炉？炉膛或烟道内发生爆炸，使设备遭到严重损坏时，对人身和设备安全威胁很大，如不紧急停炉有可能把事故扩大，如造成炉墙开裂，大量冷空气进入使燃烧不稳；助燃油不停掉，火焰和高温烟气外冒，造成热工仪表测点和电缆烧坏；因水冷壁受热不均，严重时使水循环破坏，造成水冷壁爆破；若冷灰斗倒塌不能除灰和出焦，更严重威胁锅炉运行。68、过热器、再热器泄漏的现象和原因是什么？、过热器、再热器泄漏的现象和原因是什么？运行中的过热器、再热器可能由于热偏差、管内积盐、高温腐蚀而爆破，也可能由于制造或安装时的缺陷而破坏，引起泄漏。泄漏的现象相应蒸汽压力下降，机组出力下降，给水量将不正常地大于蒸发量，炉膛负压和炉内燃烧受到影响，泄漏点附近有较大的泄漏声。泄漏的原因汽水品质长期不合格，使管内积盐。燃烧调整不当，使过热器、再热器长期超温；高温腐蚀使管子强度降低而爆破。炉膛出口片及地流烟道左右烟温偏差。安装、检修不良也会引起损坏。69、水冷壁、省煤器泄漏的现象和原因是什么？、水冷壁、省煤器泄漏的现象和原因是什么？水冷壁、省煤器泄漏的现象炉内相应部位有较大泄漏声，给水量大于蒸发量。水冷壁泄漏严重时，炉膛负压变正，燃烧不稳定。省煤器泄漏严重时，下部灰斗有漏水现象，两侧烟温偏差增大。水冷壁、省煤器泄漏原因水冷壁泄漏主要是由于启动过程中热应力大，运行中炉内缺水、管内结垢、管外结焦或炉内动力工况不良，以及安装、检修不符合要求造成。省煤器泄漏主要是飞灰磨损以及安装、检修工艺不良等原因造成。70、如何预防水冷壁爆破？、如何预防水冷壁爆破？保证给水和锅水合格，减少结垢和腐蚀。防止水冷壁管外磨损。防止水循环故障，避免长期低负荷运行；正常运行时汽压、水位、负荷变化幅度不可太大、太快；启停过程严格控制升降负荷速度；调整好燃烧，避免水冷壁受热不均而引起水循环故障；定期排污不可太大，并控制排污时间。严格水冷壁膨胀监视和检查。保证安装、检修质量，尤其是焊接质量。71、如何预防省煤器爆破？、如何预防省煤器爆破？运行中保持给水流量和温度稳定。启动和低负荷时，昼做到连续进水，否则应控制省煤器入口烟温。运行中注意省煤器两侧烟温偏差，发现偏差，应查明原因，予以消除。保证给水品质，防止省煤器腐蚀。停炉放水放尽省煤器给水，烘干可采取带压入水。运行中减轻省煤器磨损。做到不超负荷运行；较细的煤粉细度；两侧送、引风量一致，两侧烟气流量均匀；堵塞锅炉各处漏风，保持适当过剩空气量，防止烟气速度过高等。对易磨损管子采取防磨措施。保证安装检检修质量良好。72、如何预防过热器爆破？、如何预防过热器爆破？启停过程，及时开启过热器向空排汽门或一、二级旁路系统。启动中，控制升温、升压速度。正确使用减温器，保持稳定蒸汽温度，严禁超温运行。保持锅水和蒸汽品质，防止结垢。保证给水温度，高加解列时，防止过热器超温。做好防磨、吹灰工作，正确使用吹灰器。严禁超负荷运行。保证安装、检修质量，尤其是焊接质量。73、如何预防再热器爆破？、如何预防再热器爆破？预防再热器爆破基本上与过热器相同，由于再热器蒸汽比热容小，对热偏差较敏感，较易过热，因此，运行中还应注意以下问题。启停中及时投一、二级旁路。二级旁路不能用时，开启再热器向空排汽。启动中，控制再热器进口汽温，否则控制入口烟温。汽机中联门关闭后，开启二级旁路及再热器向空排汽门。高加解列时，控制再热器进口压力和温度。采用一定的防磨措施。74、如何判断锅炉“四管”泄漏？、如何判断锅炉“四管”泄漏？仪表分析。根据给水流量、主汽流量、炉膛及烟道各段烟温、各段气温、壁温、省煤器水温和空气预热器风温、炉膛负压、引风量等的变化及减温水流量变化综合分析。就地巡回检查。泄漏处有不正常的响声，有时有汽水外冒，泄漏处局部正压。炉膛部分泄漏、燃烧不稳，有时会造成灭火。烟囱烟气量变白、烟气量增多。在主蒸汽流量不变时，再热器泄漏、电负荷下降。75、回转式空预器故障停运后如何处理？、回转式空预器故障停运后如何处理？一台加转式空预器停运后，如果是减速机构或电动机部分故障，立即切换备用驱动装置运行；如果无备用装置，在跳闸前无异常现象，可强行送电一次，若强送无效，应降低锅炉负荷，进行人工盘车。控制故障侧预热器入口烟温，调整两侧送、引风机出力，根据燃烧工况及时投油助燃。若转动部分故障，盘车不转，应进行抢修；故障短时间无法消除，应请求停炉；两台预热器同时故障停运时，则按停炉处理，若预热器入口烟道挡板，故障时立即关闭。76、单引风机或单送风机跳闸停运如何处理？、单引风机或单送风机跳闸停运如何处理？单台风机停运后引起锅炉灭火时，按锅炉灭火处理，并立即复归跳闸风机。如在跳闸前无电流过大或机械部分故障，同时锅炉未灭火，可复归该电机控制开关，再合闸一次，如重合闸成功，恢复正常运行工况，如合闸不成功，立即减负荷处理，同时应提高运行风机出力，调整燃烧，尽可能保持一定负荷稳定运行。77、汽轮机事故停机一般分为哪三类？、汽轮机事故停机一般分为哪三类？破坏真空紧急停机。不破坏真空故障停机。由值长根据具体情况决定的停机。78、什么是紧急停机？什么是故障停机？什么是由值长根据现场具体情况决定的停机？、什么是紧急停机？什么是故障停机？什么是由值长根据现场具体情况决定的停机？紧急停机设备已严重损坏或停机慢了会造成严重损坏事故。操作上不考虑带负荷情况，不需要汇报领导，应随即打闸，破坏真空紧急停机。故障停机不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。操作上应征得有关领导同意，无需破坏真空，迅速减负荷故障停机。由值长根据现场情况的停机。事故判断不太方便，判断不太清楚，或某一系统或设备异常未达到不减负荷停机程度。操作上应控制降温、降负荷速度，汽缸温度降到一定的数值后再进行打闸停机。79、破坏真空停机的条件是什么？、破坏真空停机的条件是什么？汽轮机超速，危急保安器拒动。机组强烈振动或设备有金属摩擦声。汽轮机水冲击。主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或闸门爆破。轴向位移超限，推力瓦温超限。轴承润滑油压低至极限。任一轴承温度上升或突升至极限。高压缸差胀超限。任一轴承断油、冒烟。油箱油位低至极限。油系统失火不能很快被扑灭时。发电机、励磁机冒烟起火等。主蒸汽温、再热汽温突升、突降超限等。80、故障停机的条件有哪些？、故障停机的条件有哪些？真空降至规定值，负荷降至零仍无效时。额定汽压时，主蒸汽温度升高至最大允许值。主蒸汽、再热蒸汽温度过低。主蒸汽压力上升至最大允许值。发电机断水超过规定值，断水保护拒动。厂用电全部失去。主油泵出现故障，不能维持正常时。氢冷系统量漏氢，发电机内氢压无法维持时。凝结水管破裂，除氧器水位无法维持时。凝汽器铜管破裂，循环水漏入汽侧。81、紧急停机如何操作？、紧急停机如何操作？揿紧急停机按钮或手动脱扣器。启动交流润滑油泵。关闭除氧器进水门，开凝结水再循环门，投入排汽缸喷水。开启给水泵再循环门，关闭中间抽头门。开启真空破坏门。除与锅炉侧相通的疏水门外，开启汽侧所有疏水门，解除旁路系统自动。调整轴封压力，必要时切为备用汽源。倾听机组声音，记录惰走时间。转子静止，真空至零，停轴封供汽，投入盘车。完成正常停机的其他各项操作。82、造成汽轮机进水或进冷汽的可能原因是什么？、造成汽轮机进水或进冷汽的可能原因是什么？来自锅炉和主蒸汽系统。汽包水或蒸汽温度失去控制。主蒸汽压力突然升高，主蒸汽管道疏水系统不完善积水等。来自再热蒸汽系统。减温水阀门不严或误操作。来自抽汽系统。除氧器、加热器满水等。来自汽封系统。启动时，汽封系统暖管或疏水不充分，正常运行，汽封汽源一般来自除氧器汽平衡管，当除氧器水位失控等。来自凝汽器。凝汽器满水。来自汽轮机本身的疏水系统。来自汽轮机旁路系统。高压缸旁路系统减温水误开或旁路的疏水失灵。可能将水倒入高压缸。83、汽轮机叶片损伤的原因是什么？、汽轮机叶片损伤的原因是什么？机械损伤。机械杂物进入汽轮机、内部固定部件脱落、动静摩擦等。水冲击损伤。腐蚀和锈蚀损伤。水蚀（冲刷）损伤。叶片本身缺陷损伤。运行管理不当，机组过负荷；进汽参数不符合要求；蒸汽品质不良；叶片落入共振转速范围；机组动静摩擦事故等。84、汽轮机叶片损伤断落后的现象及处理措施是什么？、汽轮机叶片损伤断落后的现象及处理措施是什么？汽轮机内部或凝汽器产生突然的声响。机组振动包括振幅和相位产生明显的变化。叶片损坏较多时，通流面积改变，在同一负荷下蒸汽流量、调门开度、监视段压力等都会发生变化。叶片落入凝汽器打坏铜管时，凝结水泵电流增大，凝结水硬度和导电度突然增加很多。在抽汽口部位叶片断落，可能造成抽汽逆止门卡涩或打坏加热器管子，加热器水位升高。在停机惰走过程或盘车状态，听到金属摩擦声，惰走时间减小。由于轴向推力和转子平衡发生变化，有时会引起瓦温和轴承回油温度升高。汽轮机运行中如果出现叶片断落事故，应采取破坏真空紧急停机措施，防止事故进一步扩大。85、造成通流部分动静摩擦的主要原因是什么？、造成通流部分动静摩擦的主要原因是什么？造成磨损事故的主要原因是汽缸和转子不均匀加热或冷却，启动、停机及运行方式不合理，保温层质量不良及法兰加热装置使用不当等。轴向磨损原因主要是启停及变工况运行时，正负胀差超过限值，轴向间隙消失；径向磨损的主要原因是汽缸变形和转子热弯曲。86、汽轮机超速的主要原因是什么？、汽轮机超速的主要原因是什么？调节系统有缺陷自动主汽门、调速汽门严密性不合格或调速汽门卡涩。抽汽逆止门动作失灵或不严。调节系统动态特性不良，迟缓率过大，速度变动率过大等。汽轮机超速保护系统故障超速保安器拒动。超速保安器滑阀卡涩。运行操作不当油质管理不善，如汽封漏汽过大造成油中进水，引起滑阀卡涩。蒸汽带盐，造成主汽门和调速汽门卡涩。超速试验操作不当，转速飞升过快。87、汽轮机超速事故的现象有哪些？、汽轮机超速事故的现象有哪些？机组负荷突然甩到零，机组发生不正常声音。转速表或频率表指示值超过红线数字并继续上升。主油压迅速增加。机组振动增大。88、防止汽轮机超速事故的主要措施有哪些？机组按规定做汽轮机超速试验及注油试验。自动主汽门、调速汽门按规定做活动试验。自动主汽门、调速汽门按规定做严密性试验。做危急保安器超速试验时，力求升速平稳。蒸汽品质和汽轮机油质按规定定期化验等。89、汽轮机油系统事故主要有哪些？、汽轮机油系统事故主要有哪些？轴承断油油系统切换时误操作。油系统积存大量空气，充塞进油管路，造成轴瓦瞬间断油，烧坏轴瓦。启、停润滑油泵不上油。主油箱油位低。厂用电中断，直流油泵不能及时投入。油管大量漏油。检修存留杂物，运行中轴瓦移位，造成油孔堵塞等。其他事故油系统管道振动。如油系统启动时，空气未排尽等。主油箱油位下降。油系统进水。油系统着火。90、新蒸汽温度突降有什么危害？、新蒸汽温度突降有什么危害？蒸汽温度突降，使机组部件温差增大，热应力增大，降温使金属承受拉应力，其允许值比压应力小得多。降温使汽轮机差胀向负值增大，有可能动静之间发生。汽温突降往往不是两侧同时发生，应注意两侧温差，蒸汽温度突降，可能是发生水冲击的预兆。因此，发生汽温突降时，除按规程规定处理外，还应对机组运行情况监视和检查。91、负荷突变的一般原因有哪些？、负荷突变的一般原因有哪些？发电机或电网故障。锅炉紧急停炉。危急保安器动作。电动脱扣器动作。调速油压低于最低允许值。误操作引起保护动作。92、造成凝汽器真空缓慢下降的原因有哪些？、造成凝汽器真空缓慢下降的原因有哪些？真空系统泄漏。真空泵故障或真空泵冷却水系统异常。轴封汽压力偏低。循环水量少。如凝汽器钛管或管板脏堵、胶球收球网处于收球状态时脏堵、循环水出水虹吸破坏、循环水系统故障或误操作。热井水位太高。真空系统阀门误操作。旁路系统故障。运行中防进水系统阀门误开或凝汽器热负荷过大等。93、为什么真空降低到一定数值时要紧急停机？、为什么真空降低到一定数值时要紧急停机？真空降低使轴向位移过大，造成推力轴承过负荷。真空降低因蒸汽流量增大而造成叶片过负荷。真空降低使排汽缸温度升高，汽缸中心线变化易引起机组振动加大。94、判明真空系统是否泄漏，应检查哪些地方？、判明真空系统是否泄漏，应检查哪些地方？判别真空系统是否泄漏一般应检查真空破坏门、凝汽器汽侧放水门等是否关闭、不泄漏。检查真空系统阀门的水封、管道、法兰或焊口等是否有不严密的地方。检查处于负压状态的低压加热器水位是否正常，放水地沟门是否严密等。95、真空下降应如何处理？、真空下降应如何处理？发现真空下降，应对照排汽温度，确认真空下降，应迅速查明原因立即采取相应的对策进行处理，并汇报上级领导。真空下降应启动备用真空泵，如真空跌到 88Kpa 仍继续下降，则应按每下降 1Kpa 机组减负荷 50MW，真空降至82Kpa 时减负荷到零。经处理无效，真空下降至 82Kpa，机组负荷虽减到零真空仍无法恢复，应打闸停机。真空下降时，应注意汽泵的运行情况，必要时切至电泵运行。真空下降，应注意排汽温度的变化，排汽温度达 80时投入后缸喷水；如排汽温度上升到 121运行时间达15min 或排汽温度超过 121，应打闸停机。如真空下降较快，在处理过程中已降到 81Kpa，保护动作机组跳闸，否则应手动打闸停机。因真空低停机时，应及时切除并关闭高、低压旁路，关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器疏水，禁止开启锅炉至凝汽器的 5%旁路。加强对机组各轴承温度和振动情况的监视。96、汽轮机发生水冲击时，为什么要紧急停机？、汽轮机发生水冲击时，为什么要紧急停机？水冲击会损坏汽轮机叶片和推力轴承。水的密度比蒸汽大得多，随蒸汽通过喷嘴被蒸汽带至高速，但速度仍低于正常蒸汽速度，高速的水以极大冲击力打击叶片背部，使叶片应力超限而损坏，水打击叶片背部造成轴向力大幅度升高。水有较大的附着力，会使通流部分阻塞，造成各级叶片前后压差增大，使各级反动度猛增，产生巨大的轴向推力，使推力轴承烧坏，并使汽轮机动静碰摩损坏机组。97、汽轮发电机组振动的原因是什么？、汽轮发电机组振动的原因是什么？汽轮机在运行中，机组振动折原因是复杂的，是多方面的，一般有如下 8 个方面。启动时转子弯曲值较大。热态启动时，汽缸变形或叶轮、隔板变形。高、中压汽封动静摩擦。机组中心不正。运行中叶片损坏或断落。润滑油含有杂质、油质乳化、油压下降、油温过高或过低。汽流激振。励磁机工工作作失常。98、机组振动大有哪些危害？、机组振动大有哪些危害？直接造成机组事故。如机组振动过大，发生在机头部位，有可能引起危急保安器动作，发生停机事故。损坏机组零部件。如机组连接的管道及轴瓦、轴承座的坚固螺钉等损坏。动静部分摩擦。如造成轴封及隔板汽封磨损。损坏机组标准件。如造成转子零部件松动及基础松动等。99、机组振动大应如何处理？、机组振动大应如何处理？机组异常振动时，应检查下列各项：蒸汽参数、真空、差胀、轴向位移、汽缸金属温度是否变化。润滑油压、油温、轴承温度是否正常。汽轮机轴承振动超过正常 0.03mm 以上，应设法消除；当发现汽轮机内部故障象征或振动突然增加 0.05mm 或缓慢增加至 0.1mm 时，应立即打闸停机。汽轮机突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声时，应立即打闸停机。100、轴向位移增大的现象有哪些？、轴向位移增大的现象有哪些？轴向位移批示增大或信号装置报警。推力瓦块温度升高。差胀批示相应变化。机组振动增大，声音异常等。101、轴向位移增大，应如何处理？、轴向位移增大，应如何处理？发现轴向位移增大，应核对推力瓦块温度并参考差胀表，检查负荷、汽温、真空、振动等批示值；联系热工，检查轴向位移批示是否正确，确证轴向位移增大，应汇报给值长；使机组减负荷运行，维持轴向位移不超过规定值。检查监视段压力、高压缸排汽压力不高于规定值，超过时，向值长汇报。机组减负荷运行。轴向位移增大至规定值，采取措施无效，并机组有不正常噪声和振动，应紧急停机。若发生水冲击引起轴向位移增大或推力轴承损坏，应紧急停机。若主蒸汽参数不合格引起轴向位移增大，应通过 锅炉调整，恢复正常参数。轴向位移达停机极限值，轴向位移