汽机、锅炉面试题文档讲解

汽机、锅炉面试题文档讲解
汽机面试题
1、汽轮机冷态冲转条件。

1)不存在机组禁止启动条件；
2)主汽压力4.35～5.02Mpa MPa，高压主汽门前汽温350～
380℃，最高不允许＞427℃（冲转后蒸气室深浅温度差＜
83℃)。

再热汽压力不大于0.25Mpa、MPa，中压主汽门前汽温325～380℃。

主、再热汽温度有56℃以上的过热度。

联系化学确认汽水品质合格；
3)背压低于20KPa；
4)发电机定转子冷却水压力及流量均符合规定值；
5) EH油压14MPa，EH油温37℃～56℃；润滑油压0.083MPa～
0.125MPa，润滑油温38℃～49℃；高压启动油泵运行正常，
出口压力0.838～0.896MPa；
6)汽缸金属温差、胀差、轴向位移均在规定值内；
7)盘车连续运行不少于4h；
2、哪些情况下，汽轮机严禁启动。

1)影响机组启动的系统和设备的检修工作未结束、工作票未
终结，或经检查及试运不合格。

2)机组主要检测及热控系统仪表失灵，如汽轮机转速、振动表、
轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽缸金属温度、调节级后温度、胀差、缸账、转子偏心度、主机轴瓦温度、主机轴承回油温度、润滑油压、EH油压。

3)汽轮机危急跳闸系统（ETS）保护不能正常投入。

4)存在有严重威胁机组启动或安全运行的缺陷。

5)汽轮机机械超速保护不能正确动作。

6)汽轮机安全监控系统（TSI）不能正常投入。

7)DCS、DEH及其它热控系统异常，影响机组运行操作、监视。

8)DEH在手动控制方式下。

9)汽轮机任一项主要保护经试验不能正常投入或机组保护动作值不符合规定
10)汽轮发电机组润滑油、抗燃油油箱油位低于极限值或油质不合格。

11)汽轮机高、中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门中任意一个不严密、卡涩或动作不灵活。

12)汽轮机盘车电流异常或盘车装置工作不正常；
13)仪用空气系统不正常，不能提供机组正常用气。

14)机组跳闸后，原因未查明、影响启动的缺陷未消除。

15)主要辅机不正常，如交、直流润滑油泵，顶轴油泵，高压启动油泵等。

3、引起汽轮机轴向位移增大的现象、原因及处理。

现象：
1)TSI画面中轴向位移指示增大或超限报警。

2)轴向位移异常增大超限，达到跳闸时汽轮机跳闸。

3)ETS画面中“轴向位移大”保护动作。

4)推力轴承、回油温度异常升高。

5)机组振动增大。

6)严重时汽轮机本体有摩擦声。

原因
1)机组负荷或蒸汽流量骤变。

2)蒸汽参数及过热度下降或汽轮机水冲击。

3)大负荷时，汽温、汽压过低或背压过高。

4)汽轮机任意一个主汽门、调门关闭。

5)推力轴承断油或故障、磨损。

6)汽轮机通流部分严重结垢或部件损坏、隔板损坏。

7)高、低加突然解列。

8)工业抽汽和采暖抽汽流量大幅度变化。

9)高、低压旁路突然动作。

10)汽轮机单侧进汽。

11)表计失常。

处理
1)发现机组轴向位移增大，应立即检查推力轴承温度、回油
温度、润滑油压力和温度，注意负荷、蒸汽参数、背压、差胀、振动变化情况，倾听汽轮机内部声音，若为上述各参数引起，应调整各参数至正常后进行监视。

2)机组负荷与蒸汽流量骤变，应迅速稳定负荷、调整主、再
热蒸汽参数至正常值。

3)稳定工业抽汽和采暖抽汽流量。

4)轴向位移不正常增大时，应请示值长降低机组负荷，控制
上升趋势，查找原因，使轴向位移及回油温度、推力轴
承温度恢复正常。

5)若为叶片断裂或汽机水冲击引起，立即紧急停机。

6)轴向位移达±1.0mm，汽轮机保护动作停机，否则破坏真
空，手动紧急停机。

7)旁路或汽门异常动作时，应及时设法消除恢复正常，无效
时应紧急停机。

8)若因操作引起的轴向位移增大，应立即停止操作并恢复原
运行方式。

4、汽轮机水冲击的象征、原因、处理。

现象：
1)主汽或再热汽温度急剧下降，汽机大量进水或低温蒸汽，白
色湿蒸汽从有关阀门盖、汽机轴封、汽缸结合面或抽汽管道法兰等处冒出。

2)高中压缸上、下壁温差≥42℃。

3)DCS上显示轴向位移迅速增大，保护动作。

4)振动增大，胀差减小并报警，严重时上述各值增大至汽轮机
保护动作。

5)轴向位移增大，推力瓦金属及回油温度迅速升高。

6)抽汽管上下温差大，抽汽管道振动。

7)汽轮机内部、主、再热蒸汽管道振动或有水击声。

8)机组声音异常。

9)水冲击是汽机的恶性事故之一，以上现象不一定同时出现，
处理时应慎重。

原因：
1)主、再热蒸汽温度急剧降低或主蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽
带水。

2)运行中给水泵突然启动，减温水压力突升，减温水调门关闭
不及时。

3)加热器、除氧器、汽包满水进入汽轮机。

4)轴封供汽或抽汽管道疏水不畅、积水或疏水进入汽缸。

5)高旁和高排通风阀减温水控制不当或减温水隔离阀、控制阀
不严。

6)启动、停止、低负荷或事故状态下，汽轮机各有关蒸汽管道
疏水不畅。

7)机组负荷突变。

处理：
1)确认汽轮机发生进水，应紧急停机，破坏真空。

2)汽机水冲击时，应尽快切断有关汽、水源，加强主再热蒸汽
管道、抽汽管道、轴封蒸汽管道等有关系统的疏水。

3)开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀。

4)停机惰走过程中应注意监视振动、轴向位移、差胀、轴承温
度等参数，倾听汽轮机内部声音，记录惰走时间。

惰走时间明显缩短，应逐级汇报，决定是否揭缸检查，否则不准重新启动。

5)汽轮机发生水击时，应立即查明进水的部位，并采取隔离措
施。

6)汽轮机发生水击的原因是由于汽包满水引起的，锅炉MFT动
作，机组应跳闸，否则立即手动紧急停机。

7)停机过程中，应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、
上下缸温差、各汽缸缸胀、机组的振动情况等。

8)必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值，仔细倾听机内声音，
以确定机组是否可以重新启动。

9)若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力瓦温度、振动、大轴
弯曲值超限或机内有异常声音，应及时汇报有关领导，以决定是否揭缸检查。

10)投盘车时，要特别注意盘车电流是否异常增大、偏心值是否
正常，严禁强行盘车。

11)汽机水冲击紧急停机后，必须连续盘车24小时以上，偏心度、
汽缸温差等控制参数正常后方可重新启动。

锅炉面试题
1、为防止锅炉炉膛内爆，逻辑上采取了哪些安全措施
1）点火前，炉膛内进行5分钟吹扫。

2）发生“MFT”后，进行炉膛后吹扫。

3）发生MFT时，两台一次风机停运。

4）发生MFT时，OFT同时跳闸。

5）发生MFT时，所有磨煤机跳闸。

6）磨煤机跳闸后，下列风门挡板关闭：
a）热一次风门挡板；
b）冷一次风门挡板；
c）混合风门挡板；
d）磨煤机出口挡板。

（四个）
7）总风量不能低于50%。

8）等离子点火时，必须先投等离子点火，后启动一次风机。

2、锅炉允许点火条件。

锅炉点火具备以下条件
1)点火前12～24h通知电除尘值班员投入阴极绝缘子室，阴极振打瓷轴室加热。

2)点火前通知脱硫值班员锅炉准备启动，做好脱硫投入的准备。

3)点火前开启取样，投入锅炉加药，通知化学进行炉水监督。

4)点火前投入锅炉联锁及保护。

5)汽包水位正常。

6)油枪吹扫蒸汽压力在0.4MPa以上。

7)炉前燃油系统压力控制在3.4MPa左右。

8)燃油系统、炉前油系统、等离子点火器已具备点火条件。

9)总风量：总风量＞30％，炉膛压力维持在-50Pa～-100Pa。

10)火检冷却风机已投运且火检冷却风压力正常（大于
6Kpa）。

11)炉膛烟温探针运行正常。

12)炉膛监视电视送电，冷却风正常。

13)锅炉吹扫完成。

14)汽轮机主、调汽门关闭，盘车投运正常。

3、省煤器泄漏的现象、原因、处理。

省煤器泄漏、爆管
现象
1)炉管泄漏检测装置报警。

2)汽包水位下降，给水流量不正常的大于主蒸汽流量。

3)省煤器后两侧烟气温差大，泄漏侧排烟温度下降。

4)空预器入口烟温两侧温差大。

泄露侧空预器出口风温降低。

5)省煤器部位有泄漏声，并从不严密处可能冒蒸汽和烟气。

6)烟道下部不严密处可能漏灰、水。

7)引风机静叶投自动时，静叶开度增大，电流增加。

原因
1)省煤器管内结垢、腐蚀。

2)飞灰磨损使管壁变薄。

3)管材质量不合格，焊接质量不良。

4)管内有杂物堵塞。

5)长期超压运行。

6)吹灰器内漏或未正常退出，蒸汽吹破管壁。

7)尾部烟道发生二次燃烧，使省煤器管壁过热。

8)启、停炉过程中省煤器再循环使用不正确，使管壁超温。

处理
1)省煤器泄漏不严重能维持汽包正常水位时,可短时间降参数
运行，请示停炉。

2)省煤器管爆破不能维持汽包正常水位时，立即停炉。

3)注意监视空预器、电除尘的工作情况，加强巡视检查。

停炉后应继续向锅炉上水，若水位维持不住应停止上水。

停止上水后严禁开启省煤器再循环门。

4、锅炉MFT条件
MFT动作条件
满足下列条件之一，MFT动作，FSSS自动切除全部燃料：
1)汽机跳闸，且锅炉负荷大于30％（99MW)。

2)两台送风机全部跳闸，无延时。

3)两台引风机部跳闸，无延时。

4)两台空预器主辅电机均跳闸，延时180秒。

5)炉膛压力高二值3240Pa,延时3秒。

6)炉膛压力低二值-2490Pa,延时3秒。

7)汽包水位高三值250mm，延时5秒。

8)汽包水位低三值-350mm，延时5秒。

9)锅炉总风量小于25％BMCR，延时3秒。

10)火焰检测器冷却风压力低低延时600秒或火检风机均跳
闸延时600秒。

11)全燃料丧失。

12)全炉膛灭火。

13)油枪都没投运且任一煤层运行时两台一次风机均跳闸。

14)给水泵全停且锅炉负荷大于30％（99MW)。

15)再热器保护丧失。

16)手动MFT。