汽轮机前汽封漏气大原因及处理(97道汽轮机专业技术问题，哪里不会补哪里)

1．汽轮机油中进水有哪些因素？如何防止油中进水？

油中进水是油质劣化的重要因素之一，油中进水后，如果油中含有机酸，则会形成油渣，还会使油系统发生腐蚀的危险。油中进水多半是汽轮机轴封的状态不良或是发生磨损，轴封的进汽过多所引起的，另外轴封汽回汽受阻，轴封高压漏汽回汽不畅，轴承内负压太高等原因也往往直接构成油中进水。为防止油中进水，除了在运行中冷油器水侧压力应低于油侧压力外，还应精心调整各轴封的进汽量，防止油中进水。

2．冷油器为什么要放在机组的零米层？

若放在运转层有何影响？冷油器入在零米层，离冷却水源近，节省管道，安装检修方便，布置合理。机组停用时，冷油器始终充满油，可以减少充油操作。若冷油器放在运转层，情况正好相反，它离冷却水源较远，管路长，要求冷却水有较高的压力，否则冷油器容易失水；停机后冷油器的油全部回至油箱，使油箱满油。起动时，要先向冷油器充油放尽空气，操作复杂。

3．汽轮机为什么会产生轴向推力，运行中轴向推力怎样变化？

汽轮机每一级动叶片都有大小不等的压降，在动叶片前后也产生压差，因此形成汽轮机的轴向推力。还有隔板汽封间隙中的漏汽也使叶轮前后产生压差，形成与蒸汽流向相同的轴向推力。另外蒸汽进入汽轮机膨胀做功，除了产生圆周力推动转子旋转外，还将使转子产生与蒸汽流向相反的轴向推力。运行中影响轴向推力的因素很多，基本上轴向推力的大小与蒸汽流量的大小成正比。

4．影响轴承油膜的因素有哪些？

影响轴承转子油膜的因素有：①转速；②轴承载荷；③油的粘度；④轴颈与轴承的间隙；⑤轴承与轴颈的尺寸；⑥润滑油温度；⑦润滑油压；⑧轴承进油孔直径。

5．什么叫凝汽器的热负荷？

凝汽器热负荷是指凝汽器内蒸汽和凝结水传给冷却水的总热量（包括排汽、汽封漏汽、加热器疏水等热量）。凝汽器的单位负荷是指单位面积所冷凝的蒸汽量，即进入凝汽器的蒸汽量与冷却面积的比值。

6．什么叫循环水温升？温升的大小说明什么问题？

循环水温升是凝汽器冷却水出口温度与进口水温的差值，温升是凝汽器经济运行的一个重要指标，温升可监视凝汽器冷却水量是否满足汽轮机排汽冷却之用，因为在一定的蒸汽流量下有一定的温升值。另外，温升还可供分析凝汽器铜管是否堵塞、清洁等。温升大的原因：①蒸汽流量增加；②冷却水量减少；③铜管清洗后较干净。温升小的原因有：①蒸汽流量减少；②冷却水量增加；③凝汽器铜管结垢脏污；④真空系统漏空气严重。

7．什么叫凝汽器的端差？端差增大有哪些原因？

凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度、凝汽器内漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表明凝汽器冷却表面铜管脏污，致使导热条件恶化。端差增加的原因有：①凝汽器铜管水侧或汽侧结垢；②凝汽器汽侧漏入空气；③冷却水管堵塞；④冷却水量减少等。

8．什么叫凝结水的过冷却度？过冷却度大有哪些原因？

在凝汽器压力下的饱和温度与凝结水温度之差称为凝结水的过冷度。从理论上讲，凝结水温度应和凝汽器的排汽压力下的饱和温度相等，但实际上各种因素的影响使凝结水温度低于排汽压力下的饱和温度。出现凝结水过冷的原因有：⑴ 凝汽器结构不合理，使上部的凝结水落到下部的管子上再度冷却。⑵ 凝汽器水位高，以致部分铜管被凝结水淹没而产生过冷却。⑶ 凝汽器汽侧漏空气或抽气设备运行不良，造成凝汽器内蒸汽分压力下降而引起过冷却。⑷ 凝汽器铜管破裂，凝结水内漏入循环水（此时凝结水质严重恶化，如硬度超标等）。⑸ 凝汽器冷却水量过多或水温过低。

9．凝结水过冷却有什么危害？

凝结水过冷却造成以下结果：⑴ 凝结水过冷却，使凝结水易吸收空气，结果使凝结水的含氧量增加，加快设备管道系统的锈蚀，降低了设备使用的安全性和可靠性。⑵ 影响发电厂的热经济性，因为凝结水温度低，在除氧器加热就要多耗抽汽量，在没有给水回热的热力系统中，凝结水每冷却7℃，相当于发电厂的热经济性降低1%。

10．为什么凝汽器半边清洗时，汽侧空气门要关闭？

由于凝汽器半边的冷却水停止，此时凝汽器内的蒸汽未能被及时冷却，故使抽气器抽出的不是空气和蒸汽的混合物，而是未凝结的蒸汽，从而影响了抽气器的效率，使凝汽器真空下降，所以凝汽器半边清洗时，应先将该侧空气门关闭。

11．凝汽器水位升高有什么害处？

凝汽器水位过高，会使凝结水过冷却。影响凝汽器的经济运行。如果水位太高，将铜管浸没，将使整个凝汽器冷却面积减少，使凝结水过冷却；严重时淹没空气管，使抽气器抽水，凝汽器真空严重下降

12．除氧器出水含氧量升高的原因是什么？

除氧器出水含氧量升高的原因有：⑴ 进水温度过低或进水量过大。⑵ 进水含氧量大。⑶ 除氧器进汽量不足。⑷ 除氧器空气门开度过小。⑸ 除氧器汽水管道排列不合理。⑹取样器内部泄漏，化验不准。

13．除氧器发生振动的原因有哪些？

除氧器发生振动的原因有：⑴ 投除氧器过程中，加热不当造成膨胀不均，或汽水负荷分配不均。⑵ 进入除氧器的各种管道水量过大，管道振动而引起除氧器振动。⑶ 运行中由于内部部件脱落。⑷ 运行中突然进入冷水，使水箱温度不均产生冲击而振动。⑸ 除氧器漏水。⑹ 除氧器压力降低过快，发生汽水共腾。

14．除氧器压力、温度变化对出水含氧量有什么影响？

当除氧器内压力突然升高时，水温变化跟不上压力的变化，水温暂时低于升高后压力对应的饱和温度，因而水中的含氧量随之升高，待水温上升至升高后压力对应的饱和温度时，水中的溶解氧才又降至合格范围内；当除氧器压力突降时，出于同样的原因，水温暂时高于该压力下的饱和温度，有助于水中溶解气体的析出，溶解氧随之降低，待水温下降至该压力下的饱和温度后，溶解氧又缓慢回升。综上所述，将水加热至除氧器对应压力下的饱和温度是除氧器工作的基本条件，因此在运行中应保持除氧器压力和温度的稳定。

15．离心式水泵为什么不允许倒转？

因为离心泵的叶轮是一套装的轴套，上有丝扣拧在轴上，拧的方向与轴转动方向相反，所以泵顺转时，就愈拧愈紧。如果反转就容易使轴套退出，使叶轮松动产生摩擦。此外，倒转时扬程很低，甚至打不出水。

16．凝结水泵为什么要装空气管？

因为凝结水在真空情况下运转，把水从凝汽器中抽出，凝结水泵很容易漏入空气，凝结水泵内有少量的空气，可通过空气管排入凝汽器，不使空气聚集在凝结水泵内部而影响凝结水泵打水。

17．什么是水泵的汽蚀现象？有什么危害？

液体在叶轮入口处流速增加，压力低于工作水温的对应的饱和压力时，会引起一部分液体蒸发（即汽化）。蒸发后的汽泡进入压力较高的区域时，受压突然凝结，于是四周的液体就向此处补充，造成水力冲击。这种现象称为汽蚀。由于连续的局部冲击，会使材料的表面逐渐疲劳损坏，引起金属表面的剥蚀，进而出现大小蜂窝状蚀洞，除了冲击引起金属部件损坏外，还会产生化学腐蚀现象，氧化设备。汽蚀过程是不稳定的，会使水泵发生振动和产生噪声，同时汽泡还会堵塞叶轮槽道，致使扬程、流量降低，效率下降。【收藏】循环流化床锅炉130个技术问答，超级实用！

18．什么叫加热器的端差？运行中有什么要求？

进入加热器的蒸汽饱和温度与加热器出水温度之差称为“加热器的端差”。在运行中应尽量使端差达到最小值。对于表面式加热器，此数值不得超过5～6℃。

19．运行中加热器出水温度下降有哪些原因？

运行中加热器出水温度下降的原因：⑴ 钢管水侧结垢，管子堵得太多。⑵ 水侧流量突然增加。⑶ 疏水水位上升。⑷ 运行中负荷下降，蒸汽流量减少。⑸ 误开或调整加热器的旁路门不合理。⑹ 隔板泄漏。

20．高、低压加热器保持无水位运行好还是有水位运行好？为什么？

高、低压加热器在运行时都应保持一定水位，但不应太高，因为太高会淹没钢管，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率。严重时会造成汽轮机进水的可能。如水位太低，则将有部分蒸汽经过疏水管进入下一级加热器，降低了下一级加热器的热效率。同时，汽水冲刷疏水管、降低疏水管的使用寿命，因此对加热器水位应严格监视。

21．加热器运行要注意监视什么？

加热器运行要注意监视以下参数：⑴ 进、出加热器的水温。⑵ 加热蒸汽的压力、温度及被加热水的流量。⑶ 加热器汽侧疏水水位的高度。⑷ 加热器的端差。

22．影响加热器正常运行的因素有哪些？

影响加热器正常运行的因素有：⑴ 受热面结垢，严重时会造成加热器管子堵塞，使传热恶化。⑵ 汽侧漏入空气。⑶ 疏水器或疏水调整门工作失常。⑷ 加热器钢管泄漏。⑸ 内部结构不合理。⑹ 加热器汽水分配不平衡。⑺ 抽汽逆止门开度不足或卡涩。

23．给水泵汽蚀的原因有哪些？

给水泵汽蚀的原因有：⑴ 除氧器内部压力降低。⑵ 除氧器水箱水位过低。⑶ 给水泵长时间在较小流量或空负荷下运转。⑷ 给水泵再循环门误关或开得过小，给水泵打闷泵。

24．给水泵平衡盘压力变化的原因及危害是什么？

给水泵平衡盘压力变化的原因：⑴ 给水泵出口压力变化。⑵ 平衡盘磨损。⑶ 给水泵节流衬套间隙增大（即平衡盘与平衡圈径向间隙）。⑷ 给水泵内水汽化。造成的危害：平衡盘与平衡座之间间隙消失，给水泵产生动静摩擦，引起水泵振动。

25．给水泵在隔离检修时，为什么不能先关闭进水门？

处于热备用状态下的给水泵，隔离检修时，如果先关闭进水门，若给水泵出口逆止门不严，泵内压力会升高。由于给水泵法兰及进水侧的管道都不是承受高压的设备，将会造成设备损坏，所以在给水泵隔绝检修时，必须先切断高压水源，最后再关闭给水泵进水门。

26．凝结水泵盘根为什么要用凝结水密封？

凝结水泵在备用时处在高度真空下，因此，凝结水泵必须有可靠的密封。凝结水泵除本身有密封填料外，还必须使用凝结水作为密封冷却水。若凝结水泵盘根漏气，则将影响运行泵的正常工作和凝结水溶氧量的增加。凝结水泵盘根使用其它水源来冷却密封，会使凝结水污染，所以必须使用凝结水来冷却密封盘根。

27．凝汽器铜管轻微泄漏如何堵漏？

凝汽器铜管胀口轻微泄漏，凝结水硬度稍微增大，可在循环水泵进口侧或用胶球清洗泵加球室加锯末，使锯末吸附在铜管胀口处，从而堵住胀口的泄漏点。

28．凝结水硬度大有哪些原因？

凝结水硬度大的原因如下：⑴　凝汽器铜管胀口处泄漏或者铜管破裂使循环水漏入汽侧。⑵　备用射水抽气器的空气门和进水门，空气逆止门关闭不严或卡涩，使射水箱的水吸入凝汽器内。

29．凝结水导电度增大的原因有哪些？

凝结水导电度增大的原因如下：⑴ 凝汽器铜管泄漏。⑵ 软化水水质不合格。⑶ 阀门误操作，使生水吸入凝汽器汽侧。⑷ 汽水品质恶化。⑸ 低负荷运行。

30．主蒸汽压力升高时，对机组运行有何影响？

主蒸汽压力升高后，总的有用焓降增加了，蒸汽的做功能力增加了，因此如果保持原负荷不变，蒸汽流量可以减少，对机组经济运行是有利的。但最后几级的蒸汽湿度将增加，特别是对末级叶片的工作不利。主蒸汽压力升高超限，最末几级叶片处的蒸汽湿度大大增加，叶片遭受冲蚀。新蒸汽压力升高过多，还会导致导汽管、汽室、汽门等承压部件应力的增加，给机组的安全运行带来一定的威胁。

31．新蒸汽温度过高对汽轮机有何危害？

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，如果运行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，导致汽缸蠕胀变形、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。

32．新蒸汽温度降低对汽轮机运行有何影响？

当新蒸汽压力及其他条件不变时，新蒸汽温度降低，循环热效率下降，如果保持负荷不变，则蒸汽流量增加，且增大了汽轮机的湿汽损失，降低了机内效率。新蒸汽温度降低还会使除末级以外各级的焓降都减少，反动度都要增加，转子的轴向推力增加，对汽轮机安全不利。新汽温度急剧下降，可能引起汽轮机水冲击，对汽轮机安全运行更是严重的威胁。

33．新蒸汽压力降低时，对汽轮机运行有何影响？

如果新汽温度及其它运行条件不变，新蒸汽压力下降，则负荷下降。如果维持负荷不变，则蒸汽流量增加。新汽压力降低，机组汽耗增加，经济性降低，当新蒸汽压力降低较多时，要保持额定负荷，使流量超过末级通流能力，使叶片应力及轴向推力增大，故应限制负荷。

34．汽轮机油温高、低对机组运行有何影响？

汽轮机油粘度受温度变化的影响，油温高，油的粘度小，油温低，油的粘度大。油温过高过低都会使油膜不好建立，轴承旋转阻力增加，工作不稳定，甚至造成轴承油膜振荡或轴颈与轴瓦产生干摩擦，而使机组发生强烈振动，故温度必须在规定范围内。

35．运行中的冷油器投入，油侧为什么一定要放空气？

冷油器在检修或备用时，其油侧积聚了很多空气，如不将这些空气放尽就投用油侧，油压就会产生很大波动，严重时可能使轴承断油或低油压跳机事故。

36．为什么氢冷发电机密封油装置设空气、氢气两侧？

在密封瓦上通有两股密封油，一个是氢气侧，另一个是空气侧，两侧油流在瓦中央狭窄处，形成两个环形密封，并各自成为一个独立的油压循环系统。从理论上讲，若两侧油压完全相同，则在两个回路的液面接触处没有油交换。氢气侧的油独自循环，不含有空气。空气侧油流不和发电机内氢气接触，因此空气不会侵入发电机内。这样不但保证了发电机内氢气的纯度，而且也可使氢气几乎没有消耗，但实际上要始终维持空氢侧油压绝对相等是有困难的，因此尽可能使空侧油压略高于氢侧。

37．密封油箱的作用是什么？

双流环式瓦结构的密封油系统，空侧与氢侧密封油互不干扰，空侧密封油循环是由主油箱的油完成的，而氢侧密封油循环是由氢侧密封油箱内的油来完成的。因此密封油箱的作用就是用来完成氢侧密封油循环的一个中间储油箱。

38．密封油系统运行中应注意哪些问题？

密封油系统运行中应注意哪些问题：

⑴ 注意密封油箱油位正常，严禁满油。

⑵ 应严格控制空侧油压与氢压差在0.04～0.06MPa范围内，并定期检查发电机内部不应有油。

⑶ 注意监视差压阀和平衡阀油压跟踪情况，若自动调整失灵时，应及时切换为手动调整。

⑷ 及时调整冷油器油温在规定范围内。

⑸ 控制空侧油压稍大于氢侧油压。

⑹ 密封油箱不能打空，否则氢侧油泵不上油，造成漏氢。⑺ 密封油箱补油时，防止密封油压降得太多，造成跑氢。

39．发电机进油的原因有哪些？如何防止？

发电机进油原因有：

⑴ 密封油压大于氢压过多。

⑵ 密封油箱满油。

⑶ 密封瓦损坏。

⑷ 密封油回油不畅。

防止进油的措施有：

⑴ 调整空侧密封油压大于氢压0.04～0.06MPa范围内。

⑵ 调整空侧氢侧密封油压力正常，防止密封油箱满油，补油结束后，应及时关闭补油电磁阀旁路门。

⑶ 经常检查密封瓦的磨损程度。

⑷ 经常检查密封油回油管是否畅通。

40．发电机风温过高、过低有什么危害？

发电机风温过高会使静子线圈温度、铁芯温度、转子温度相应升高，使绝缘发生脆化，机械强度减弱，使发电机寿命大大缩短，严重时会引起发电机绝缘损坏、击穿、造成事故；风温过低容易发生结露，水珠凝结在发电机线圈上降低了绝缘能力，威胁发电机的安全运行。

41．辅机动力设备运行中电流变化的原因是什么？

辅机动力设备运行中电流变化的原因如下：

⑴ 电流到零原因：①电源中断；②开关跳闸；③电流表电缆开路。

⑵ 电流晃动的原因：①水泵流量变化；②频率及电压变化；③水泵内水汽化；④水泵轴封填料过紧，轴承损坏；⑤动静部分摩擦。

42．给水泵在备用及起动前为什么要暖泵？

起动前暖泵的目的就是使泵体上下温差减小，避免泵体及轴发生弯曲 ，否则起动后产生动静摩擦使设备损坏，同时由于泵体膨胀不均，起动后会产生振动，因此起动前一定要进行暖泵，而备用泵随时都有可能起动，所以也必须保持暖泵状态。

43．为什么循环水中断要等到凝汽器外壳温度降至50℃以下才能起动循环水泵供循环水？

事故后，循环水中断，如果由于设备问题循环水泵不能马上恢复起来，排汽温度将会很高，凝汽器的拉筋、低压缸、铜管均作横向膨胀，此时若通入循环水，铜管首先受到冷却，与低压缸、凝汽器的拉筋却得不到冷却，这样铜管收缩，而拉力不收缩，铜管有很大的拉应力，这个拉应力能够将铜管的端部胀口拉松，造成凝汽器铜管泄漏。

44．凝结水溶解氧增大有哪些原因？

凝结水溶解氧增大的原因有：

⑴ 凝汽器铜管破裂或泄漏。

⑵ 凝结水过冷却（凝汽器水位过高）。

⑶ 化学补水量太大。

⑷ 凝汽器真空除氧装置损坏。

⑸ 低于热井中心线以下的负压设备漏空气。

45．高压加热器不投，机组是否一定限制带负荷？

高压加热器不投入运行，一、二、三级抽汽可以在后面继续做功，汽轮机的功率可以提高。如果保持汽轮机的负荷不变，总的蒸汽流量可以减少，此时应按高压加热器之后各级的通流能力确定，机组是否可以带额定负荷。一般来讲在炎热的夏季，机组凝汽器真空较低，则要限制汽轮机的负荷。如果高压加热器后面各级压力不超过制造厂的最大允许值，轴向位移值不超过规定值，机组可以带满负荷。若高压加热器不投时，锅炉再热器、过热器壁温超限，则要根据锅炉的情况来决定是否限制带负荷。

46．凝结水再循环管为什么要接在凝汽器的上部？它是从哪儿接出的？为什么？

凝结水再循环管接在凝汽器上部的目的就是使这部分凝结水经过轴封加热器、低压加热器，已被加热的凝结水再与凝汽器铜管接触，由循环水冷却后再由凝结水泵打出，不致于使热井内的凝结水温度升高过多。再循环管从轴封加热器后接出，主要考虑当汽轮机起动、停用或低负荷时，让轴封加热器有足够的冷却水量。否则，由于冷却水量不定，将使轴封回汽不能全部凝结而引起轴封汽回汽不畅、轴端冒汽。所以再循环管从轴封加热器后接出，打至凝汽器冷却后，再由凝泵打出。这样不断循环，保证了轴封加热器的正常工作。

47．辅机起动时，如何从电流表上判断起动是否正常？

可以从以下几种情况判断起动是否正常：

⑴ 起动时电流很大，因此刚合上开关，转子升速时，电流表是甩足的，当转子加速至接近全速则电流表读数迅速下降，转子达全速，电流降至正常值，该次起动正常。

⑵ 如果起动时电流表一晃即返零，即可能是开关未合足即跳闸，若伴有“6kW辅机故障”信号，则表示电动机可能有故障。

⑶ 如果起动后电流比正常值小，则可能是泵轮打不出流量。

⑷ 如果电流甩足不下降，则表示机械部分可能有故障或电动机两相运行，应停用处理；如果起动电流甩足时间过长或起动后电流比正常值大，表示机械部分可能有故障，对容积式泵还应检查出路是否畅通，出口压力是否超限。

48．除氧器空气门为何要保持微量冒汽？

除氧器工作原理是用蒸汽将水加热至该压力下的饱和温度，使凝结水中的溶解气体（包括氧气）分离出来，从除氧头空气门排出，如空气门不开，则分离出来的氧气无法跑掉，又会重新溶解在给水中，起不到除氧目的。如果空气门开得过大，虽能达到除氧效果，但有大量蒸汽随同氧气一起跑掉，造成热量及汽水损失。所以在保证除氧效果的前提下，尽量关小空气门，保持微量冒汽，以减少汽水损失。

49．辅机停用后，为什么要检查转子转速是否到零？

⑴ 辅机停用后，如果出口逆止门关闭不严，引起辅机倒转，如不及时发现处理，影响系统正常运行，有的辅机严重倒转，甚至可能引起停机事故。

⑵ 若停用时因两相电源未拉开而使辅机二相低速运行，易引起电动机烧坏事故。

⑶ 不检查转子是否转动，转子在倒转的情况下，有以下危害：①辅机转子在静止状态下起动，起动电流就已经很大了，在倒转状态下起动，要使本来倒转的转子变为顺转，起动电流更大，过大的起动电流对电机不利，可能会造成电动机线圈或线棒松动，甚至损坏绝缘。②有些辅机用并帽螺母固定叶轮，辅机倒转，容易使并帽螺母松动，造成叶轮松动。

50．真空系统漏空气引起真空下降的象征和处理特点是什么？

漏空气引起真空下降时，排汽温度升高，端差增大，凝结水过冷度增大，凝结水含氧量升高，当漏空气量与抽气器的最大抽气量能平衡时，真空下降到一定值后，真空还能稳定在某一数值。真空系统漏空气，用真空严密性试验就能方便地鉴定。真空系统漏空气的处理，除积极想法消除漏空气外，在消除前应增开射水泵（真空泵），维持凝汽器真空。

51．什么是监视段压力？

调节汽室压力及各段抽汽压力统称为监视段压力。凝汽式汽轮机除末一、二级以外，调节汽室压力及各段抽汽压力与蒸汽流量近似成正比关系，运行中监视这些压力的变化可以判断新蒸汽流量的变化，负荷的高低以及通流部分是否结垢、损坏及堵塞等。

52．运行中对汽轮机主轴承需要检查哪些项目？

运行中对汽轮机主轴承需要检查的项目有：各轴承油压、所有轴瓦的回油温度、回油量、振动、油挡是否漏油、油中是否进水。

53．运行中对汽缸需要检查哪些项目？

运行中对汽抽需要检查的项目有：轴封温度、机组运转声音、相对膨胀、排汽缸振动及排汽温度。

54．何谓汽轮机的寿命？正常运行中影响汽轮机寿命的因素有哪些？

汽轮机寿命是指从初次投入运行至转子出现第一条宏观裂纹（长度为0.2～0.5mm）期间的总工作时间。汽轮机正常运行时，主要受到高温和工作应力的作用，材料因蠕变要消耗一部分寿命。在起、停和工况变化时，汽缸、转子等金属部件受到交变热应力的作用，材料因疲劳也要消耗一部分寿命。在这两个因素共同作用下，金属材料内部就会出现宏观裂纹。例如不合理的起动、停机所产生的热冲击，运行中的水冲击事故，蒸汽品质不良等都会加速设备的损坏。

55．能够进入汽轮机的冷水、冷汽通常来自哪些系统？

能够进入汽轮机的冷水、冷汽通常来自如下系统：

⑴ 锅炉和主蒸汽系统。

⑵ 再热蒸汽系统。

⑶ 加热器泄漏满水后从抽汽系统进入汽轮机。

⑷ 凝汽器满水。

⑸ 汽轮机本身的疏水系统不完善和布置不合理。⑹ 机组的公用系统。

56．新蒸汽温度突降有何危害？

蒸汽温度突降，可能是机组发生水冲击的预兆，而水冲击会引起整个机组严重损坏。此外汽温突降还将引起机组部件温差增大，热应力增大，且降温产生的温差会使金属承受拉应力，其允许值比压应力小得多，降温还会引起动静部件收缩不一，差胀向负值增大，甚至动静之间发生摩擦，严重时将导致设备损坏，因此在发生汽温突降时，除按规程规定处理外，还应对机组运行情况进行监视与检查。汽温突降往往不是两侧同时发生，所以还要特别注意两侧温差。两侧温差超限应根据有关规定处理。

57．主蒸汽温度、再热蒸汽温度、两侧温差过大有何危害？

由于锅炉原因，使汽轮机高、中压缸两侧进汽温度产生偏差，如两侧汽温差过大，将使汽缸左、右两侧受热不均匀，会产生很大热应力，使部件损坏或缩短使用寿命，热膨胀亦不均匀，致使汽缸动静部分产生中心偏斜，造成动静间摩擦，机组振动，严重时将损坏设备。因此，当两侧汽温差太大时，应按规程规定进行处理。

58．为什么真空降低到一定数值时要紧急停机？

真空降低到一定数值时要紧急停机的原因有：⑴ 由于真空降低使轴向位移过大，造成推力轴承过负荷而磨损。⑵ 由于真空降低使叶片因蒸汽流量增大而造成过负荷（真空降低最后几级叶片反动度要增加）。⑶ 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。

59．汽轮机发生水冲击时为什么要破坏真空紧急停机？

因为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，随蒸汽通过喷嘴时被蒸汽带至高速，但速度仍低于正常蒸汽速度，高速的水以极大的冲击力打击叶片背部，使叶片应力超限而损坏，水打击叶片背部本身就造成轴向推力大幅度升高。此外，水有较大的附着力，会使通流部分阻塞，使蒸汽不能连续向后移动，造成各级叶片前后压力差增大，并使各级叶片反动度猛增，产生巨大的轴向推力，使推力轴承烧坏，并使汽轮机动静之间摩擦碰撞损坏机组。为防止机组严重损坏，汽轮机发生水冲击时，要果断的破坏真空紧急停机。

60．轴向位移增大的原因有哪些？

轴向位移增大的原因有：⑴ 主蒸汽参数不合格，汽轮机通流部分过负荷。⑵ 静叶片严重结垢。⑶ 汽轮机进汽带水。⑷ 凝汽器真空降低。⑸ 推力轴承损坏。⑹ 汽轮机单缸进汽。

61．轴向位移增大的象征有哪些？

轴向位移增大的象征如下：⑴ 轴向位移指示增大或信号装置报警。⑵ 推力瓦块温度升高。⑶ 机组声音异常，振动增大。⑷ 差胀指示相应变化。

62．轴向位移增大应如何处理？

轴向位移增大应做如下处理：

⑴ 发现轴向位移增大，立即核对推力瓦块温度并参考差胀表。检查负荷、汽温、汽压、真空、振动等仪表的指示；联系热工，检查轴向位移指示是否正确；确证轴向位移增大，汇报班长、值长，联系锅炉、电气减负荷，维持轴向位移不超过规定值。

⑵ 检查监视段压力、一级抽汽压力、高压缸排汽压力、不应高于规定值，超过时，联系锅炉、电气降低负荷，汇报领导。

⑶ 如轴向位移增大至规定值以上而采取措施无效，并且机组有不正常的噪声和振动，应迅速破坏真空紧急停机。

⑷ 若是发生水冲击引起轴向位移增大或推力轴承损坏，应立即破坏真空紧急停机。

⑸ 若是主蒸汽参数不合格引起轴向位移增大，应立即要求锅炉调整，恢复正常参数。

⑹ 轴向位移达停机极限值，轴向位移保护装置应动作，若不动作，应立即手动停机。

63．油箱油位升高的原因有哪些？

油箱油位升高的原因是油系统进水，使水进入油箱。油系统进水可能是下列原因造成的：

⑴ 轴封汽太高。

⑵ 轴封加热器真空低。

⑶ 停机后冷油器水压大于油压。

64．推力瓦烧瓦的原因有哪些？

推力瓦烧瓦的原因主要是轴向推力太大，油量不足，油温过高使推力瓦的油膜破坏，导致烧瓦。下列几种情况均能引起推力瓦烧瓦：⑴ 汽轮机发生水冲击或蒸汽温度下降时处理不当。⑵ 蒸汽品质不良，叶片结垢。⑶ 机组突然甩负荷或中压缸汽门瞬间误关。⑷ 油系统进入杂质，推力瓦油量不足，使推力瓦油膜破坏。

65．为什么推力轴承损坏，要破坏真空紧急停机？

推力轴承是固定汽轮机转子和汽缸的相对轴向位置，并在运行中承受转子的轴向推力，一般推力盘在推力轴承中的轴间隙再加推力瓦乌金厚度之和，小于汽轮机通流部分轴向动静之间的最小间隙。但有的机组中压缸负差胀限额未考虑乌金磨掉的后果，即乌金烧坏，汽轮机通流部分轴向动静之间就可能发生摩擦碰撞而损坏设备，如不以最快速度停机，后果不堪设想，所以推力轴承损坏要破坏真空紧急停机。

66．推力瓦烧瓦的事故象征有哪些？

主要表现在轴向位移增大，推力瓦温度及回油温度升高，推力瓦处的外部象征是推力瓦冒烟。为确证轴向位移指示值的准确性，还应和胀差表对照，如果正向轴向位移指示增大时，高压缸胀差表指示减少，中、低压缸胀差表指示增大。反之，高压缸胀差表指示增加，中、低压缸胀差指示减少。

67．个别轴承温度升高和轴承温度普遍升高的原因有什么不同？

个别轴承温度升高的原因：⑴ 负荷增加、轴承受力分配不均、个别轴承负载重。⑵ 进油不畅或回油不畅。⑶ 轴承内进入杂物、乌金脱壳。⑷ 靠轴承侧的轴封汽过大或漏汽大。⑸ 轴承中有气体存在、油流不畅。⑹ 振动引起油膜破坏、润滑不良。轴承温度普遍升高的原因：⑴ 由于某些原因引起冷油器出油温度升高。⑵ 油质恶化。

68．轴承烧瓦的事故象征有哪些？

轴瓦乌金温度及回油温度急剧升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟，应紧急停机。

69．汽轮机单缸进汽有什么危害？应如何处理？

多缸汽轮机单缸进汽时，会引起轴向推力增大，导致推力轴承烧瓦，产生动静磨损，应紧急停机。

70．轴封供汽带水对机组有何危害？应如何处理？

轴封供汽带水在机组运行中有可能使轴端汽封损坏，重者将使机组发生水冲击，危害机组安全运行。处理轴封供汽带水事故时，根据不同的原因，采取相应措施。如发现机组声音变沉，机组振动增大，轴向位移增大，差胀减小或出现负差胀，应立即破坏真空，打闸停机。打开轴封汽系统及本体疏水门，疏水疏尽后，待各参数符合起动要求后，方可重新起动。

71．发电机冷却水压力正常，流量突然减少应如何处理？

发电机冷却水压力正常，流量突然减少应立即查明原因，如由于空气进入发电机转子，使流量减少，进水压力升高，则应将发电机解列后，降低转速放出空气，但应严密监视机组振动，出现异常振动，应按异常振动处理办法处理。如流量减少，是由于发电机静子绕组的水路有局部堵塞，则可根据静子绕组温度进行分析，此时可提高进水压力，并降低机组负荷。如仍不能解决，则应减负荷停机处理。

72．发电机冷却水中断应如何处理？

发电机断水时间不行超过30s，发现断水必须尽快恢复供水，如断水超过30s，保护未动作，应进行故障停机。投断水保护的发电机在断水跳闸后，应迅速查明原因，采取对策，恢复冷却水系统正常运行。无其它异常情况时尽快恢复并列运行。

73．发电机冷却水中断的原因有哪些？

发电机冷却水中断的原因有：⑴ 冷却水泵运行中跳闸，备用泵未自动起动。⑵ 冷却水箱水位太低，引起发电机断水。⑶ 发电机冷却水系统切换操作错误。⑷ 发电机冷却水系统操作时空气没有放尽。

74．高压高温汽水管道或阀门泄漏应如何处理？

高压高温汽水管道或阀门泄漏，应做如下处理：

⑴ 应注意人身安全，查明泄漏部位时，应特别小心谨慎，应使用合适的工具，如长柄鸡毛掸等，运行人员不得敲开保温层。

⑵ 高温高压汽水管道、阀门大量漏汽，响声特别大，运行人员应根据声音大小和附近温度高低，保持一定的安全距离。

⑶ 做好防止他人误入危险区的安全措施。

⑷ 按隔绝原则及早进行故障点的隔绝，无法隔绝时，请示上级要求停机。

75．发电机氢压降低的象征和原因有哪些？

发电机氢压降低的象征有：⑴ 氢压下降，并发出氢压低信号。⑵ 发电机铁芯、绕组温度升高。⑶ 发电机出风升高。

发电机氢压降低的原因有：⑴ 系统阀门误操作。⑵ 氢系统阀门不严，引起氢气泄漏。⑶ 补氢气阀门门芯脱落。⑷ 密封油压调整不当或差压阀、平衡阀跟踪失灵。

76．运行中怎样判断高压加热器内部水侧泄漏？

判断高压加热器内部水侧泄漏，可由以下几方面进行分析判断：⑴ 与相同负荷比较，运行工况有下列变化：①水位升高或疏水调整门开度增加（严重时两者同时出现）；②疏水温度下降；③严重时，给水泵流量增加，相应高压加热器内部压力升高。⑵ 倾听高压加热器内部有泄漏声。从以上几种现象可以清楚地确定高压加热器内部水侧泄漏。高压加热器内部水侧泄漏，应停用该高压加热器，以免冲坏周围的管子等内部设备。

77．高压加热器水位升高的原因有哪些？

高压加热器水位升高的原因有；⑴ 钢管胀口松弛泄漏。⑵ 高压加热器钢管折断或破裂。⑶ 疏水自动调整门失灵，门芯卡涩或脱落。⑷ 电接点水位计失灵或误显示。

78．为什么要做真空严密性试验？

对于汽轮机来说，真空的高低对汽轮机运行的经济性有着直接的关系，真空高，排汽压力、温度低，有用焓降较大，被循环水带走的热量减少，机组的热效率提高。凝汽器漏入空气后降低了真空，有用焓降减少，循环水带走的热量增多。通过凝汽器的真空严密性试验结果，可以鉴定凝汽器的工作好坏，以便采取对策消除泄漏点。

79．怎样测定机组惰走曲线？如何分析？

从机组打闸开始到机组转子完全停止所用的时间叫转子的惰走时间，以此画出的转速与时间的关系曲线称为机组的惰走曲线。每次应在相同条件下测得惰走曲线，与上几次惰走曲线相比较，看其形状和斜率是否相同，有无大的出入，分析原因，加以消除。影响惰走曲线的斜率、形状的因素有以下几个方面：⑴ 真空破坏门开度的大小，开启时间早晚。⑵ 机组内部是否摩擦。⑶ 主汽门、调节汽门、抽汽逆止门是否严密。

80．什么叫临界转速？汽轮机转子为什么会有临界转速？

在机组起、停中，当转速升高或降低到一定数值时，机组振动突然增大，当转速继续升高或降低后，振动又减少，这种使振动突然增大的转速称为临界转速。汽轮机的转子是一个弹性体，具有一定的自由振动频率。转子在制造过程中，由于轴的中心和转子的重心不可能完全重合，总有一定的偏心，当转子转动后就产生离心力，离心力就引起转子的强迫振动，当强迫振动频率和转子固有振动频率相同或成比例时，就会产生共振，使振幅突然增大，这时的转速即为临界转速。

81．临界转速时的振动有哪些特征？

临界转速时的振动的特点是：振动与转速关系密切，当转子的转速接近临界转速时，振动迅速增大，转速达到临界转速时，振动达到一个最高的峰值，当转速越过临界转速时，振动又迅速减少。

82．汽轮机内部损失有哪些？其意义如何？

汽轮机内部损失有七项：

⑴ 喷嘴损失。蒸汽流经喷嘴时，部分蒸汽产生扰动和涡流，蒸汽和喷嘴表面有摩擦，引起做功能力的损失。

⑵ 动叶损失。蒸汽流经动叶时，由于汽流与动叶表面发生摩擦和涡流，也会产生做功能力的损失。

⑶ 余速损失。蒸汽从动叶排出时，绝对速度具有一定的动能，这部分动能未能被利用，它会重新转变成热能，使排汽焓值升高，引起做功能力的损失。

⑷ 漏汽损失。包括两个部分：一部分是汽缸端部轴封漏汽。另一部分是级内漏汽损失，包括隔板汽封、动叶和汽缸间隙等处的漏汽损失。

⑸ 摩擦鼓风损失。摩擦损失是指叶轮转动时与蒸汽摩擦所造成的损失，以及叶轮两侧蒸汽被带着转动，形成蒸汽涡流所消耗的功率。鼓风损失是指叶栅两侧与蒸汽产生的摩擦损失，以及在部分进汽级中，动叶处在没有蒸汽流过的部分转动时，把蒸汽从动叶片一侧鼓到另一侧所产生的附加损失。摩擦损失和鼓风损失总称为摩擦鼓风损失。

⑹ 斥汽损失。在部分进汽级中，喷嘴出来的蒸汽只通过部分动叶的流道，而其它动叶中充满了停滞的蒸汽。当这部分动叶旋转到又对准喷嘴时，从喷嘴出来的主汽流首先要将这部分滞留的蒸汽排斥出去，这就使汽流速度降低。产生了能量损失。

⑺ 湿汽损失。湿蒸汽中水珠的流速要比蒸汽小，蒸汽分子要消耗一部分能量加速水滴引起能量损失。同时由于水滴的流速低，进入动叶时正好冲击在动叶片进口处的背部，对叶轮产生制动作用，要消耗一部分有用功。

83．什么是再热管道的冷段和热段？

具有一次中间再热的机组，自高压缸排汽口至再热器进口管道称为再热冷段；而自再热器出口至中压自动主汽门前的管道称为再热热段。冷段和热段是相对蒸汽温度的高低而言。

84．再热机组旁路系统的作用是什么？

再热机组旁路系统的作用主要有三点：⑴ 加快起动速度，改善起动条件。⑵ 保护锅炉的再热器。⑶ 回收工质和消除噪声。

85．再热机组的旁路系统有哪几种形式？

国产再热机组的旁路系统归纳起来有如下几种：

⑴ 两级串联旁路系统（实际上是两级旁路三级减压减温）。

⑵ 一级大旁路：由锅炉来的新蒸汽，绕过汽轮机，经一级大旁路减压减温后排入凝汽器。一级大旁路应用在再热器不需要保护的机组上。

⑶ 三级旁路系统：由两级串联旁路和一级大旁路系统合并组成的。

⑷ 三用阀旁路系统：是一种由高、低压旁路组成的两级串联旁路系统。它的容量一般为100%，由于一个系统具有“起动—溢流—安全”三种功能，故被称为三用阀旁路系统。

86．氢冷发电机的工作原理是什么？

氢冷发电机的工作原理是：用一定数量的氢气在发电机密封冷却系统中循环，吸收发电机转子和静子的热量，然后用冷却水冷却氢气，冷却后的氢气又重新回到发电机中，如此不断循环。

87．什么是氢冷发电机的密封装置？

为防止氢冷发电机内部氢气外漏，在发电机两端轴的伸出处，用比氢压高的压力油进行密封，这个油叫密封油，形成这种密封油流装置叫密封装置。一般称为密封瓦。按照结构的不同，轴密封装置分为盘式和环式两大类。环式密封装置又分单流环式、中间回油单流环式和双流环式三种形式。

88．氢冷发电机环式轴密封装置是怎样工作的？

氢冷发电机环式轴密封装置的密封间隙在轴的外表面与密封环的内表面之间，密封油在密封间隙中形成密封油环来防止漏氢，空侧和氢侧油流分别流动。氢侧回油进入专门的密封油箱中，使油中含有的氢气及其他气体与油分离，空侧回油则与支持瓦回油混合在一起，流回汽轮机的主油箱。

89．氢冷发电机密封油系统的的是什么？

氢冷发电机的密封装置需要连续不断的供给密封油以维持其正常运行。密封油系统的作用就是连续不断地供给密封装置所需的密封油。

90．汽轮机通流部分结垢对安全经济运行有什么影响？

汽轮机通流部分结垢后，由于通流部分面积减小，因而蒸汽流量减少，叶片的效率也因而降低，这些必然导致汽轮机负荷和效率的降低。通流部分结垢会引起级的反动度变化，导致汽轮机轴向推力增加，机组安全运行受到威胁。

91．冷油器出油温度变化有哪些原因？

冷油器出油温度变化有如下原因：⑴ 冷却水门开度变化。⑵ 冷却水量变化。⑶ 冷却水温变化。⑷ 冷却水滤网堵塞，使冷却水量减少，油温升高。⑸ 冷油器水侧或油侧脏污、结垢，使油温升高。

92．汽轮机轴承温度升高的原因有哪些？

汽轮机轴承温度升高的原因有：⑴ 冷油器出油温度升高。⑵ 轴承进入杂物，进油量减少或回油不畅。⑶ 汽轮机负荷升高，轴向传热增加。⑷ 轴封漏汽过大，油中进水。⑸ 轴承乌金脱壳或熔化磨损。⑹ 轴承振动过大，引起油膜破坏，润滑不良。⑺ 油质恶化。

93．汽轮机推力瓦温度变化的原因有哪些？

汽轮机推力瓦温度变化的原因有：⑴ 汽轮机负荷变化，轴向推力改变。⑵ 汽轮机负荷改变后，瓦块受力不均匀，个别瓦块温度变化。⑶ 汽温过低或水冲击。⑷ 真空下降较多。⑸ 叶片严重结垢。⑹ 推力轴承进油量变化。⑺ 推力瓦块磨损或损坏。⑻ 冷油器出油温变化。⑼ 推力轴承本身有缺陷。

94．凝汽器循环水出水压力变化的原因有哪些？

凝汽器循环水出水压力变化的原因有：⑴ 循环水量变化或中断。⑵ 出水管漏空气。⑶ 虹吸井水位变化。⑷ 循环水进出水门开度变化。⑸ 循环水出水管空气门误开。⑹ 循环水管内空气大量涌入凝汽器，虹吸破坏。⑺ 热负荷大，出水温度过高，虹吸作用降低。⑻ 凝汽器铜管堵塞严重。

95．凝汽器循环水出水温度升高的原因有哪些？

凝汽器循环水出水温度升高的原因有：⑴ 进水温度升高，出水温度相应升高。⑵ 汽轮机负荷增加。⑶ 凝汽器管板及铜管脏污堵塞。⑷ 循环水量减少。⑸ 循环水二次滤水网脏污、堵塞。⑹ 排汽量增加。⑺ 真空下降。

96．双水内冷发电机进水温度变化有哪些原因？

双水内冷发电机进水温度变化原因有：⑴ 冷却水温度变化。⑵ 水冷器冷却水量变化或中断。⑶ 冷却水滤水器阻塞。⑷ 冷却器铜管脏污或结垢。⑸ 发电机静子或转子出水温度变化。

97．发电机静子、转子进水压力变化的原因有哪些？

发电机静子、转子进水压力变化的原因有：⑴ 水冷泵出水压力变化。⑵ 水冷泵故障或备用泵自起动。⑶ 各通路流量变化。⑷ 静子、转子进水阀门开度变化。⑸ 汽轮发电机转速变化时转子进水压力变化。⑹ 检修后的水冷器投用时空气未放尽，引起转子断水。