1、审核影响汽轮发电机组主要指标保证措施专业知识体系大纲试卷1、选择题（每题 分共 分）：（1）真空系统严密性控制部位及控制措施包括哪些要点：（ABC）A 真空系统管道控制要点 B 真空系统设备控制要点 C 真空系统热工测点控制要点 D 辅机设备安装控制要点（2）某台辅机联轴器找中心，联轴器类型为固定式，转速为 1485 转/分，径向偏差标准为（） ，端面偏差标准为（A） 。A 0.10 、0.05 B 0.06 、0.05 C 0.12 、0.08 D 0.04 、0.03 （3）发电机定子水压试验试验压力为，试验时间为，试验合格标准为（D）A 10MPa、10 分钟、无渗漏 B 符合厂家要求、
2、2 小时、无渗漏 C 符合厂家要求、8 小时、轻微渗漏 D 符合厂家要求、8 小时、无渗漏（4）汽轮机基础的沉降观测工作应在下列（ABCD）哪些工序进行。A 基础养护期满后 B 汽轮机全部汽缸就位和发电机定子就位前后 C 汽轮机和发电机二次浇灌混凝土前D 整套试运前后（5）对于汽机本体大于等于 M32 的高温螺栓，安装前应进行如下检查：（ABD）A 螺栓表面应光洁、平滑，不应有凹痕、裂口、锈蚀毛刺和其他引起应力集中的缺陷；B 100%的光谱检查、硬度检查、无损探伤检查；C 100%的金相检查 D 20Cr1Mo1VNbTiB 钢金相抽查（6）汽机本体垫铁安装垫铁与基础、垫铁与垫铁、垫铁与台板之
3、间的间隙为（） ，垫铁之间错开的面积为，垫铁一般不超过（）块，垫铁与基础边缘距离为（） 。 （D）A 0.05、5 块、20 B 0.10、3 块、50C 0.05、3 块、20 D 0.05、3 块、10 （7）汽机润滑油循环冲洗，分阶段进行，为别为（ABC） ，A 不进轴承座冲洗阶段B 进轴承座，正式系统冲洗循环阶段C 进轴瓦循环冲洗阶段D 油箱上油前进行冲洗过滤（8）高压管道吹管合格的标准为，目视检查靶板（A）A 没有大于 0.8 mm 的斑痕，0.5m0.8mm（包括 0.8mm）的斑痕不大于 8 点， 0.2mm 0.5mm 的斑痕均匀分布， 0.2mm 以下的斑痕不计。B 没有大于
4、 0.5 mm 的斑痕，0.2m0.5mm（包括 0.5mm）的斑痕不大于 8 点，0.2 mm 以下的斑痕均匀分布。C 没有大于 1.0 mm 的斑痕，0.8m1.0mm（包括 1.0mm）的斑痕不大于 8 点， 0.5mm 0.8mm 的斑痕均匀分布， 0.5mm 以下的斑痕不计。D 目视检查靶板，无可见斑痕。（9）阀门安装前要经过水压严密性检查，哪些阀门不适合水压严密性检查（CD）A 中低压截止阀 B 闸阀 C 蝶阀 D 进口阀门（10）为隔绝发电机、励磁机轴电流的各项绝缘部件应光洁、无翘曲及缺陷，厚度应均匀并有良好的绝缘性能，安装后一律用 1000V 绝缘电阻表测量，其绝缘电阻应符合要
5、求，一般应大于 0.5M。 （D）A 500V、1M B 1000V、1M C 500V、0.5M D 1000V、0.5M（11）凝汽器真空灌水试验的高度为（D）A 超过壳体焊口高度 B 超过冷却水管高度 100-200C 超过低压缸轴承座下洼窝 D 低于低压缸轴承座下洼窝 100-200（12）管道与设备保温，投运后合格的表面温度标准为（A）A 环境温度25时，外表温度50，环境温度25时，外表温度25+环境温度；B 环境温度25时，外表温度25，环境温度25时，外表温度50；C 环境温度25时，外表温度50，环境温度25时，外表温度50+环境温度；D 环境温度25时，外表温度25+环境温
6、度，环境温度25时，外表温度50+环境温度；（13）某台附属机械，额定转速为 2986 转/分，试运时轴承振动值的合格标准为（C）A 0.04 B 0.08 C 0.05 D 0.10（14）汽机顶轴油的作用是什么，在什么情况下投入顶轴油，轴顶起高度的合格值为（D） 。A 润滑大轴、冲转后、0.03-0.10B 润滑大轴、汽机运行中、0.05-0.08C 顶起大轴减少摩擦阻力、冲转、0.05-0.08D 顶起大轴减少摩擦阻力、冲转、0.03-0.10（15）发电机整套风压试验，氢气查漏，主要检查手段有（ABC）A 抹肥皂检查 B 卤素检漏仪C 听声音 D 无法确定2、填空题（每空 1 分共 分
7、）：（1）汽机通流部分间隙满足设计要求，且保持在设计下限值和中间值之间；（2）对汽机本体全部合金材料零部件进行 100%光谱复查（有条件时进行半定量检验） ，对 M32 及以上的螺栓进行 100%硬度、无损探伤检验及超声波检查。（3）汽封径向间隙调整测量，在全实缸且中分面至少紧固 1/3 螺栓状态下，以保证动静之间不发生摩擦为前提，按照厂家提供的设备安装图各部间隙值，测量汽封块与转子的配合间隙，确定修刮量。高温区的汽封间隙应取设计值的中下限，但不能低于下限；低温区的汽封间隙可适当减小一些，但不能低于设计值下限 0.05mm。（4）由于油系统设备、管道内部清洁度不高，使油循环时间加长而影响工期，
8、油质清洁度不合格将影响汽轮机设备安全和机组运行稳定性。（5）汽机基座二次浇灌在本体扣盖完成后，并且联轴器复查找中心完成后进行。（6）汽机润滑油合格标准为 NAS6，抗燃油合格标准为 NAS5。（7）汽机大轴联轴器端面瓢偏合格标准，刚性联轴器为0.02，半刚性联轴器为0.03。（8）汽缸就位找正，纵向水平质量标准为以轴颈扬度为准，横向水平质量标准为0.20。（9）汽缸负荷分配检查验收，利用垂弧法测量时，猫爪左右垂弧差值合格标准为0.10。（10）轴承座、汽缸与转子找中心的质量标准为0.05，低压缸内部件洼窝找中心质量标准为0.05，高中压缸内部件洼窝找中心质量标准为0.05。（11）发电机整套风
9、压试验目的是检验系统氢气有无泄漏，能否保证机组稳定安全运行。（12）发电机转子、定子冷却水箱一般有 凝结水、除盐水 、 补水。（13）下轴瓦顶轴油孔的油囊尺寸一般深度为 0.20-0.40，油囊面积应为轴颈投影面积的 1.5%-2.5%。（14）油管道阀门的检查与安装应符合下列要求： 事故排油阀一般应设两个闸阀，靠油箱的一个阀门材质应为钢质的。事故排油阀的操作手轮应设在运转层距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，手轮应设玻璃保护罩。 阀门应有明确的开关方向标志，应采用明杆阀门，不得采用反向阀门。 管道上的阀门门杆应平放或向下，防止运行中阀蝶脱落切断油路。 阀杆盘根宜采用聚四氟乙烯碗形密封垫
10、。（15）凝汽器冷却管束安装前，应进行管子外观检查、涡流试验检查、检查比例为5%，工艺性能试验，安装后进行试胀、试焊工作。3、简答题（共 6 题，每题 3 分）（1）汽封径向间隙如何测量和调整左右侧间隙使用通流间隙测量尺辅以塞尺或量块进行测量，中下部及中上部均采用压橡皮泥及压铅丝的方法进行测量。若采用贴橡皮膏法进行测量工作，应采取分段且将汽封块固定死的方法，橡皮膏应贴下、中、上三个数据的厚度，以便准确确定其实际间隙值。在汽封环整圈膨胀间隙调整全格后，再进行汽封径向间隙调整。汽封径向间隙调整时，对每一汽封块弧段至少取均布三点进行高度测量。当汽封间隙小于设计值时，对汽封齿进行修刮；当汽封间隙大于设
11、计值时，对汽封块背弧进行修刮。修刮时必须采用专用机械。若对汽封块背弧进行修刮时，重新测量汽封环圆周膨胀间隙。测量、调整结束后保证整体圆周间隙均匀，然后再进行复查测量，形成汽封径向间隙测量记录。当条件允许时，力争做到相同设计高度的各汽封单齿间隙保持一致。（2）真空系统严密性控制主要要对哪些设备进行检查？水冷凝汽器、低压缸、给水泵驱动汽轮机及排汽管道、轴封冷却器汽侧、多级水封、负压管道、中低压管道与凝汽器连接疏放水阀门及出口管段、中低压管道、高压管道与集束管或扩容器连接的疏放水阀门及出口管段、真空系统热工测点（包括：压力变送器、差压变送器、热电阻、就地压力表、真空表）（3）汽机油系统清洁度控制基本
12、做法、检查要求有哪些？ 设备、管道进厂检查验收 油系统设备、安装检查安装对环境的要求 设备、管道安装前检查 油系统设备安装的内部清洁控制 油系统管道安装内部清洁控制 油系统冲洗循环（4）低压缸、高中压缸隔板找中心如何修正垂弧值？部套下垂厂家设计值+部套静挠度+部套垂弧修正值=钢丝垂弧其中部套静挠度、钢丝垂弧均为计算值（5）发电机及氢气系统控制部位及控制措施有哪些？ 发电机本体安装控制要点： 氢系统内设备及管道控制要点 氢系统热工测点影响因素 氢气管道在现场进行二次设计，对管道的走向、母管与支管连接位置等进行统一规划，保证走向合理、无形弯。 所有氢系统排污、事故排空、取样门应装设二次门，当无设计
13、时，项目部应积极与业主沟通，在取得签证后增设。 氢系统阀门安装前必须检查其质量，发现问题及时与甲方联系更换，如甲方不更换则要有正式文件进行确认。氢系统阀门都是焊接门，焊接时注意焊接温度和阀门内密封面的保护，特别是球阀在焊接时一定要注意先将阀门解体，焊完后组装。 发电机内端盖与定子壳体结合面吻合，安装方向正确。 发电机外端盖安装时检查水平、垂直中分面的间隙，在紧 1/3 螺栓状态下，用 0.03mm 塞尺检查应不入。 发电机氢气管道安装完毕后，对氢气管道进行严密性试验，检查阀门、法兰、焊口等部位。 发电机氢气冷却器在安装前进行严密性试验检查且合格，发电机转子、定子气密性试验合格。 发电机密封油冲
14、洗进行前对密封油冷却器进行内部检查，保证清理干净，密封油循环过程中对空侧油箱和氢侧油箱进行 2-3 次清理。 密封油系统运行正常与否直接关系到发电机密封瓦能否有效密封，因此在密封油循环阶段，必须安排对密封瓦进行翻瓦清理。（6）汽机系统管道内漏控制要点有哪些？ 基本要求a 手动阀门能够全部关闭，严密不漏；b 电动阀门、液压阀门调整完毕系统进入介质后，开关自如，截止阀、蝶阀、闸阀应严密不漏，调节阀漏量符合要求。 基本做法a 手动阀门安装前必须经过解体检修和打压试验，发现阀门盘根损坏必须进行更换；b 电动阀门如厂家没有明确要求不允许解体打压，则一律打压，同时检查阀门盘根；c 电动阀门安装完毕后，机务
15、专业配合热控专业对阀门执行机构行程进行调整。 针对性做法A 汽机旁路系统阀一般情况不允许现场解体检查，为保证阀门严密性，安装中应采取以下措施：a 安装前采用阀门灌水等的方式，检查阀门严密性。b 采取以下措施，提高阀门执行器控制油洁净度来保证阀门执行器灵活准确，使阀门能够完全开、闭：油循环时油动机要经常活动，以便将油动机内部的杂物冲洗出来。 油循环时间要保证足够长，同时调整油温变化，以保证油循环的效果。B 电动阀、气动阀、液动阀热控专业阀门调整时，将阀门手动完全关闭后，阀门门芯回转量按规范要求回转一至二圈后，用螺丝刀调整至关限位开关刚好动作。现场施工时，应提前根据阀门门杆直径大小，确定倒回量行程
16、，应保证阀门严密，不因倒回量过大而造成阀门内漏。Cc 抽汽逆止阀一般情况不允许现场解体检查，为保证阀门严密性，安装前应采取灌水试验、密封面着色检查等方式，检查阀门严密性。D 中低压管道喷砂后将存留在管内的石英砂清理干净，防止造成阀门内漏。4、案例分析（共 11 题，每题 4 分）4.1 某项目主油箱油涡轮出口止回阀厂家装反方向；4.1.1 原因：4.1.1.1 设备缺陷原因：在试运过程中，发电机并网后，发现润滑油压低，启动油泵不能切换到主油泵，怀疑主油箱内的油涡轮逆止阀装反；4.1.1.2 安装过程中对厂家设备安装质量检查不到位。4.1.2 处理方案：停止升负荷、停机，放掉主油箱及系统的润滑油
17、，对主油箱内部的油涡轮逆止阀安装方向进行检查，检查发现阀门方向装反，调整方向重新安装。4.1.3 需各项目借鉴的经验：安装过程中，对厂家设备外部、内部的安装情况会同厂家一起进行检查确认，确认阀门的安装方向，封闭前进行隐蔽验收。4.2 某项目四段抽汽 2 道逆止阀阀盖垫片均漏汽，更换法兰垫；4.2.1 原因：4.2.1.1 厂家阀门在出厂前没有将逆止阀压盖的螺栓力矩紧固到位。4.2.1.2 安装时，施工人员未对厂家设备螺栓的紧固情况进行检查。4.2.2 问题处理方案：先是尝试进行带压堵漏，未能成功；后随同锅炉侧的停机消缺一并进行换垫处理。4.2.3 需各项目借鉴的经验：4.2.3.1 因为此类阀
18、门较大，安装时在现场只做灌水严密性的检查，安装时也要对阀盖螺栓进行热态紧固。4.2.3.2 联系阀门厂家询问此类螺栓在出厂前螺栓是否紧固好，现场安装后是否还需要进行热态紧固。4.3 某项目主机润滑油进各瓦滤网处漏装节流孔板；4.3.1 原因：4.3.1.1 在机组进入整启，汽机首次冲转后，发现各瓦处的润滑油压低，不能满足冲转要求，停止冲转检查原因。经分析、检查，各瓦进油口处的滤网里有一个的节流孔板安装时未装入，造成油压低。4.3.1.2 滤网与节流孔板为分开供货设备，厂家要求，安装时放入节流孔板，施工人员遗忘了此事造成漏装。4.3.2 处理方案：停止机组冲转，停润滑油泵，拆开滤网，将节流孔板装
19、入。4.3.3 需各项目借鉴的经验：4.3.3.1 施工人员、管理人员对于主机的安装说明需认真阅读，并和厂家驻现场的代表多沟通、交流，了解要注意的事项。4.3.3.2 专业管理人员、质检人员在条件许可的条件下尽可能的多去现场进行旁站监督，检查，询问了解各处的安装情况，需注意的问题给予提示。4.4 某项目 3#、2#高加危急疏水调节门装反，3#的装到了 2#上，2#的装到了 3#上；造成 1#、3#高加危急疏水不畅，试运中无法投入高加；4.4.1 原因：4.4.1.1 安装过程中各高加疏水阀门均为进口阀门，阀门本体铭牌上均为英文标识，安装人员、管理人员均未认真查看，3 个高加的疏水门大小、外形一
20、样，只注意了阀门的安装方向，而忽略了各级疏水阀门的流量、压力不一样。4.4.1.2 施工人员、管理人员不懂高加的运行参数，未对照进行安装，造成试运中疏水不畅。4.4.2 处理方案：在试运停机消缺中，将 3#、2#高加的危急疏水调节阀切下，对调重新焊接。4.4.3 需各项目借鉴的经验：在安装各个高低加疏水管道阀门时除了要注意阀门的安装方向，还要注意阀门的铭牌参数与设计、运行参数要一致。4.5 某项目多个系统、设备法兰渗漏4.5.1 原因：4.5.1.1 由于中低压管道大部分为分包队伍施工，作业人员素质差、操作水平低显得较为突出，有的人员根本就不掌握施工方法。4.5.1.2 中低压管道安装施工量大
21、，工程部的技术人员多是新人，同时法兰的紧固和垫片的安装又不能仅通过目测检查，验收的控制能力上相对较弱。4.5.1.3 由于工期紧张和施工条件限制，大部分系统投运前没有进行水压试验，不能有效的检验系统阀门、法兰的安装质量。4.5.2 处理方案：重新紧固法兰螺栓。4.5.3 需各项目借鉴的经验：4.5.3.1 在施工队伍（特别是分包队伍）的选择上不能只考虑费用、资质和主要负责人的能力，应对其整体能力进行考察，特别是对施工人员的能力要有考核，看能否满足施工的需要。4.5.3.2 在验收控制上要加强，对法兰的验收不能只靠目测和手摸，要用尺测量法兰四侧的间隙是否一致，用扳手检查螺栓是否紧固。4.5.3.
22、3 合理安排工期、工序，系统投运前严格按规范要求进行严密性试验。4.5.3.4 项目部增强对年轻的管理人员的专业技能培训，从职业技能、质量意识等方面进行培训。4.6 某项目大机#4 反向推力瓦金属温度坏点问题4.6.1 原因分析：#2 机组在机组试运行期间发现大机#4 反向推力瓦金属温度测点 DCS 画面显示坏点问题，目前原因尚不明确。在推力瓦安装阶段，监理、厂家及中电投管理公司 24 小时旁站，安装完毕后并进行了模拟测试，一切正常，在起初机组转动试运时一切良好，显示正常，目前怀疑为金属温度线打弯弧度过小导致断裂使得显示坏点。该问题目前尚未处理，待#2 机组停机后翻瓦对温度元件进行检查。4.6
23、.2 处理方案。待#2 机组停机后翻瓦检查更换。4.6.3 需各项目借鉴的经验：对于大机本体金属温度测点线引出时打弯弧度不能过小，在隐蔽之前必须仔细进行检查。4.7 某项目汽轮机 4 瓦 X 向轴振大，最大值达 132m4.7.1 原因：4.7.1.1 设备缺陷原因：在安装过程中，发电机对轮检查时发现，对轮瓢偏、晃动均超标，此情况已通过联系单的形式报监理、业主确认。在低发对轮连接时出现连接后晃动超标，经几次拆装均无效果，最后经复查低压对轮瓢偏记录发现在 0 对 0 的情况下低发对轮的瓢偏正好是高点对高点，低点对低点；在这种情况下经与业主、监理以及厂代进行共同协商，采取低发对轮的 0 点 180
24、 度连接，并以联系单的形式进行了确认；以减少部分瓢偏应力造成的晃动超标，从而达到对轮连接后的晃动值在合格范围之内。经分析通过以上手段有可能造成汽-发转子动平衡剩余重量的不匹配，从而引起轴振超标。4.7.1.2 测点数据失真原因：在 168 期间轴振 x 向超标，在运转期间，仪器显示值一直在 112-134m 之间波动。而 y 向 69-70m 之间波动。瓦振30-31m 之间波动。从以上现象分析，x 向测振器数据可能失真。4.7.1.3 调试原因：168 后揭瓦检查，下轴瓦及轴颈有轻度密度较大的细小划痕，分析原因，顶轴油系统在调试过程中，系统油压为 14.5MPa。3 瓦 4 瓦 5 瓦 6
25、瓦顶轴油压（MPa） 13 7.5 9 10轴颈顶起高度（mm） 0.07 0.03 0.08 0.07在调整过程中，我方提出 4 瓦顶起高度偏低，但调试方认为可以，如果 4 瓦再往上调可能要影响 3、5 瓦的顶起高度，故未做再次调整（此情况监理也知道） 。在进 168 前的一次跳机过程中，启动顶轴油泵，在系统油压与 3、5、6 瓦油压不变的情况下，4 瓦油压只达到 5MPa，在这次投盘车时，很困难，经几次点动后，大约在惰走停止后，约 12 分钟才投上盘车。估计这时，4 瓦的抬起高度为 0，因此造成轴瓦轻度磨损。造成 4 瓦顶轴油压低的原因为，单向阀卡涩所致。同时，揭开 1 瓦检查，轴颈及轴瓦
26、无损伤，无磨损（1、2 瓦无顶轴油） 。4.7.2 处理方案：做转子动平衡试验，加配重块。4.7.3 需各项目借鉴的经验：4.7.3.1 设备的检查工作必须认真、仔细、全面、记录详实，设备本身的缺陷可能影响机组的运行指标，从而给公司造成负面影响。4.7.3.2 运行调试方案、方法等应引起安装人员的关注，特别是汽机首次冲转时，对关键的参数要密切关注，及时提醒调试单位（提示最好有文字记录） ，避免因调试不当而造成最终的指标到不到要求。4.7.3.3 在热工测点安装和调试过程中，热控信号的准确性应予以高度重视，隐蔽验收必须做实。4.8 某项目发电机 5、6 瓦瓦振大，5 瓦振动 48.5m，6 瓦振
27、动 50.2m4.8.1 原因：4.8.1.1 厂家设计间隙偏大，厂家技术资料要求瓦盖与上瓦枕间隙为0.13mm-0.30mm。4.8.1.2 我方在安装过程中，对于厂家的技术要求是否合理，没有进行详细的研究分析，未能提出改进建议，间隙调整偏向上限值，最大间隙为0.27mm。4.8.2 问题处理方案：停机后，再次进行上瓦枕间隙调整，调整值为 0.15mm，使其靠近下限值。4.8.3 需各项目借鉴的经验：4.8.3.1 项目部和专业公司的工程、技术、质检人员在设备安装前期对于厂家的技术要求进行详细的研究分析，对于存在怀疑的数据要提出并征求厂家处理建议。4.8.3.2 施工人员在汽轮发电机组各部间
28、隙测量过程中要按尽量靠近下限值进行调整。4.9 某项目主油泵出口压力低，达不到设计要求4.9.1 原因：4.9.1.1 设备材料不合格，主油泵出口至射油器入口管道间有一 2mm 厚法兰垫片破碎，冲走了近 2/3（此段管道为高压段，不适合采用石棉垫） ，因此显示主油泵出口压力低。4.9.1.2 施工原因，设备检查工作不到位。对主油箱内部没有认真检查，未能提前发现高压段法兰采用的是石棉垫片。4.9.2 处理方案：更换为聚四氟乙烯垫。4.9.3 需各项目借鉴的经验：4.9.3.1 对于设备自带的垫片应全面检查（特别是油系统的设备） ，不符合要求的应提前协调解决，形成书面往来文件。4.9.3.2 各级
29、施工、质检人员应提高工作的主动性，对待工作要认真，即使是厂家的设备，否则产生不良后果与我们施工单位也是脱不开关系的。4.10 某项目汽机油系统油质指标不合格，润滑油（NAS7）抗燃油（NAS6）4.10.1 原因：4.10.1.1 各级施工、管理人员对于标准更新不清楚。 电力基本建设热力设备化学监督导则(DL/T889-2004)的标准中已要求润滑油洁净度NAS6级为合格，而我们仍然沿袭传统经验的 NAS7 级。4.10.1.2 设备原因，汽机中、低压缸连通管蝶阀和外网供热抽汽两个蝶阀到货晚，未能参加润滑油冲洗；哈尔滨汽轮机厂只提供不进油动机的冲洗块，进行体外冲洗，不提供活动汽门开启工具，因此
30、抗燃油只能进行静态冲洗，油动机内部冲洗效果欠佳。4.10.1.3 环境原因，在冲洗过程中，因现场无水源，无法采用机械变温法进行变温，只采用了变换系统冲洗的方法，即冲洗润滑油系统自然温升至70-75停止冲洗，切换至主油泵出入口系统循环冲洗，两系统随着温度的变化交替冲洗。4.10.1.4 组织管理原因，负责汽机安装的是蓝巢机务公司（非专业公司） ，考虑成本问题极少更换高精度滤油机滤网，而项目部也没有对各阶段更换滤网进行强制要求和记录。4.10.2 需各项目借鉴的经验：4.10.2.1 根据电力基本建设热力设备化学监督导则(DL/T889-2004)的标准，汽机润滑油和抗燃油的颗粒度均为NAS6 级
31、为合格。请各项目部及时更新标准。4.10.2.2 润滑油循环冲洗，要保证循环冲洗时间在 3 个月以上，同时根据不同阶段，不同油质情况及时更换滤油机滤网，项目部要对滤网清理和更换情况进行记录和管控。4.11 某项目 B 汽动给水泵前置泵运行超温烧坏4.11.1 原因：4.11.1.1 运行操作原因，设备已经单体试运 8 小时合格，移交调试单位。在系统调试过程中，运行人员在停给水泵后没有联停前置泵，致使设备无介质运行，超温烧坏。4.11.1.2 运行人员监护不到位，如能及时发现温度变化，按下事故按钮，也不至于损坏设备。4.11.2 处理方案：更换设备。4.11.3 需各项目借鉴的经验：设备试运时监
32、护人员不得远离设备，并定时监视设备运行情况，与调试人员保持密切联系，出现问题立刻汇报。4.12 氢气干燥器的排污门不严密漏气，影响漏氢量；4.12.1 原因：在机组的试运过程中，做氢气的严密性试验时，发现漏氢量偏大，经检查发现为氢气干燥器的排污门不严密漏气。4.12.2 处理方案： 在排污门后加了一道二次阀门。4.12.3 需各项目借鉴的经验：在做氢气严密性试验时，发现有泄漏，除了检查外漏点之外，还要检查有无内漏的阀门。4.13 首次冲转中发现低压缸电端轴封漏气，造成 4#瓦处端部汽封漏气；4.13.1 原因：设计将凝汽器预留的轴封供汽与漏气接管口设计反向。4.13.2 处理方案：从低压缸内部
33、将轴封供汽与漏气管道掉头重新安装焊接。4.13.3 需各项目借鉴的经验：施工前加强图纸会审，核对厂家图纸与设计院图纸关于轴封供汽与漏气管道的接口方向。4.14 真空系统严密性试验系统漏气； 4.14.1 原因：机组在试运过程中发现汽机房 6.3 米层 7#至 8#低加的疏水管道底部在预组合时多开了一个疏水孔，安装时遗漏未封堵，造成真空系统严密性试验时真空度上不去，达不到同业对标的优良值。4.14.2 处理方案：焊接封堵，封堵后真空达到了同业对标的要求，0.29kpa/min。4.14.3 需各项目借鉴的经验：对影响真空的各个系统详细检查，包括阀门法兰、开孔、焊口，一些测量元件的安装，消除各种漏
34、气影响。4.15 4#瓦处轴振动大，最大 Y 向达 0.112；4.15.1 原因： 在整套启动工作刚开始时有一次发电机氢气冷却器闭式水未开通，造成发电机内部温度急剧上升至 100以上，4#瓦处轴振值也直线上升，到发现未开通闭式水时，已跳机；待正常后再启机 4#瓦处 Y 向轴振达到 0.112。4.15.2 处理方案： （1）4#瓦揭瓦检查，发现 4 块轴瓦有磨损划痕，B 列侧上瓦下侧靠近中分面的位置两侧脱落两小块，大小为 3285，16145；对轴瓦、轴颈表面进行修磨圆角、打磨处理，并重新清理轴承座；（2）在低压转子 3#、4#瓦处调整动平衡，加配重块。再次启动试运后 4#瓦处轴振值最大为 Y 向 0.049，其它各瓦轴振值均小于 4#瓦。4.15.3 需各项目借鉴的经验：4.15.3.1 试运中我方试运人员协助运行、调试人员进行各项检查，发现问题及时通知；4.15.3.2 在安装过程没有问题，各项数据符合设计、规范的情况下，机组振动值仍然较大或是超标，可以建议业主、厂家做转子动平衡。要求：试卷需编制 50 个题目的试题，试题需包括选择、填空、简答题、案例分析四种题型。
