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第二章 交流供电系统的设备运行与维护操作.ppt 68页
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低压交流供电系统运行与维护操作 3．2低压配电设备的维护 1、配电设备的巡视、检查主要内容如下：
1)继电器、接触器、开关的动作是否正常，接触是否良好。
2)螺丝有无松动。
3)仪表指示是否正常。
4)电线、电缆、母排运行电流不许超过额定允许值。
5)配电设备运行温度不许超过额定允许值。 配电设备运行最高允许温度（红外测温仪测试） 名
称 额定允许温度（℃） 刀
闸 65 塑料电线、电缆（特殊电缆除外） 65 裸
排 70 电线端子、母排接点 75 油浸变压器上部壳温 85 低压交流供电系统运行与维护操作
6)熔断器的温升应低于80℃。
7)交流设备三相电流平衡时，各相电路之间相对温差不大于25℃。
8)配电线路应符合以下要求：线路额定电流≥低压断路器（过载）整定电流≥负载额定电流。掌握断路器的合理选择，杜绝大开关连接小线路的现象。
9)配电系统继电保护必须配套。变压器输出额定电流、低压断路器过载保护整定电流、电流互感器额定电流应在同一等级规格，避免失配过大导致继电保护失效和仪表指示不准。
10）禁止使用橡套防水电缆用做正式配电线路。
低压交流供电系统运行与维护操作 2、周期维护项目： 序号 项
目 周期 1 检查接触器、开关接触是否良好 月 2 检查信号指示、告警是否正常 3 测量熔断器的温升或压降 4 检查功率补偿屏的工作是否正常 5 清洁设备 6 测量刀闸、母排、端子、接点、线缆的温度、温升及各相之间温差 7 检查避雷器是否良好 8 测量地线电阻（干季） 9 检查各接头处有无氧化、螺丝有无松动 10 校正仪表 11 检查、调整三相电流不平衡度≤25％ 12 检查、测试供电回路电流不超过线路额定允许值 低压交流供电系统运行与维护操作 3．3 交流稳压器的维护。
1、根据不同的使用环境，维护周期有较大的差异，无人站每季作一次维护，交换局及其他局（站）每个月作一次维护。
①使用过程中应定期清扫交流稳压器各部分（清扫时转旁路），特别是碳刷、滑动导轨及变速传动部件，必须用“四氯化碳”与棉布擦干净。机械传动部分及电机减速齿轮箱应定期加油，保持润滑。
②更换已磨损严重的碳刷或滚轮，定期检修维护散热风扇。
③检查交流稳压器的自动转旁路性能，工作和故障指示灯是否正常。
④交流稳压器每季应检查、调整链条的松紧程度。 低压交流供电系统运行与维护操作
2、对于无接触式稳压器，每月清洁设备表面、散热风口、风扇及滤网，检查各项参数设置以及告警功能是否正常，检查各主要部件工作是否正常，检查避雷器有否失效，检查各连接部位温升有否异常。 低压交流供电系统运行与维护操作 3、周期维护项目：
目 周期 1 清洁设备表面、散热风口、风扇及滤网 月 2 测量输入电压、输出电压、输入电流、输出电流，计算负载百分比 3 检查各项参数设置以及告警功能是否正常 4 检查各连接部位温升有否异常 5 检查风扇工作状态 6 检查自动旁路功能 7 测量开关及接线端子温升 季 8 调整链条松紧度 9 检查机械传动部分及电机减速齿轮箱 10 主要部件温升 年 11 防雷设施检查 12 校正仪表 低压交流供电系统运行与维护操作 3.4低压交流供电系统操作 3.4.1主要元器件使用操作
2.负荷开关
(1) 开启式负荷开关
(2) 封闭式负荷开关
3.组合开关
4. 自动空气断路器
6. 交流接触器
7. 热继电器 低压交流供电系统运行与维护操作 热继电器连接导线的选用参照表2.4。 表2.4 热继电器额定电流/A 连接导线载面积//mm2 连接导线种类 10 2.5 单股铜芯塑料线 20 4 单股铜芯塑料线 60 16 多股铜芯塑料线 低压交流供电系统运行与维护操作 3.4.2用电设备送电操作：
检查线路布放是否符合设计规范，是否三线分离，线路是否标示清楚； 检查线路及用电设备绝缘、相序是否符合要求，线路有无断线，连接螺丝是否紧固；
将用电设备接入相应空开下口；
合供电开关（远离负荷侧），给线路供电；
合设备开关（靠近负荷侧），给设备供电；
设备工作正常，送电结束；
若异常，停设备开关（靠近负荷侧），停供电开关（远离负荷侧），经检查排除故障后，再重复以上过程。 低压交流供电系统运行与维护操作 3.4.3．电容补偿柜操作
①正常情况下，移相电容器组的投入或退出运行应根据系统无功负荷或负荷功率因数以及电压情况来决定，原则
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摘要: 交流接触器在长期使用过程中，由于自然磨损或使用维护不当，会产生故障而影响正常工作,下面对交流接触器常见的故障进行分析， 由于交流接触器是一种典型的电磁式电器，它的某些组成部.分.如电 磁系统、触头系统，是电磁式电器所共有 ...
交流在长期使用过程中，由于自然磨损或使用维护不当，会产生故障而影响正常工作,下面对常见的故障进行分析， 由于交流接触器是一种典型的电磁式电器，它的某些组成部.分.如电 磁系统、触头系统，是电磁式电器所共有的。因此，这里讨论的内容，也适用于其他电磁式电器，如，电流继电器等。1.触头的故阵及维修交流接触器在工作时往往需要频繁地接通和断开大电流电路.因 此它的主触头是较容易损坏的部件.交流接触器触头的常见故障一般 有触头过热、触头磨损和主触头熔焊等情况。(1)触头过热。动，静触头间存在着接触电阻.有电流.通过时便 会发热。正常情况下触头的温升.不会超过允许值。但当动、静触头间 的接触电阻过大或通过的电流过人时、触头发热严重.使触头温度超 过允许值.造成触头特性变坏，甚至产生触头熔焊。导致触头过热的主要原因有:①通过动、静触头间的电流过大。交流接触器在运行过程中，触 头通过的电流必须小于其额定电流。否则会造成触头过热。触头电流 过大的原因主要有系统电压过高或过低;用电设备超负荷运行:触头 容蟹选择不当和故障运行。②动、静触头间接触电阻过大。接触电阻是触头的一个重要参数。其大小关系到触头的发热程度。造成触头问接触电阻增大的原因有:一是触头压力不足。不同规格和结构形式的接触器.其触头压力的值不同，对同一规格的谈触器而言·，一般是触头压力越大。接触电阻越小。触头压力弹簧受到机械损伤或电弧高温的影响而失去弹性.触头长期磨损变薄等都会导致触头压力减小.接触电阻增大。遇此情况，首先应调整压力弹簧，若经调整后压力仍达不到标准要求.则应更换新触头。二是触头表面接触不良。造成触头表面接触不良的原因主要有:油污和灰尘在触头表面形成一层电阻层:铜质触头表面氧化;触头表面被电弧灼伤、烧毛.使接触面积减小等。对触头表面的油污.可用煤油或四氯化碳清洗。铜质触头表面的氧化膜应用小刀较轻刮去‘但对银基合金触头表面的氧化层可不做处理。因为银氧化膜的导电性能与纯银相差不大，不影响触头的接触性能。对电弧灼伤的触头.应用刮刀或细锉修整。对用于大、中电流的触头表面。不要求修整的过分光滑.过分光滑会使接触面减小.接触电阻反而增大。维修人员在修整触头时，不应刮削或锉削太严重.以免影响触头 的使用寿命。更不允许用砂布或砂轮修磨，因为在修磨触头时砂布或砂轮会使砂粒嵌在触头表面上，反而导致接触电阻增大(2)触头磨损。触头在使用过程中.其厚度会越用越薄.这就是 触头磨损。触头磨损有两种:一种是电磨损，是由于触头间电弧或电 火花的高温使触头金属气化所造成的;另一种是机械磨损.是Ifl于触头闭合的撞击及触头接触面的相对滑动摩擦等所造成的。一般当触头磨损超过原有厚度的1/2时，应更换新灿头。若触头 磨损过快，应查明原因.排除故障。(3)触头熔焊。动、静触头接触面熔化后焊在一起不能分断的现 象，称为触头熔焊。当触头闭合时，由于撞击和产生振动。在动、静触头 间的小间隙中产生短电弧，电弧产生的高温〔可达3 000℃~600。℃) 使触头表面被灼伤甚至烧熔.熔化的金属冷却后便将动、静触头焊在 一起。发生触头熔焊的常见原因有:接触器容量选择不当，使负载电 流超过触头容蟹i触头压力弹簧损坏使触头压力过小;因线路过载使 触头闭合时通过的电流过大等。实验证明.当触头通过的电流大于其 额定电流10倍以上时.将使触头熔焊。触头熔焊后.只有更换新触 头。才能消除故障。如果因为触头容量不够而产生熔焊，则应选用赛量较大的接触器。2，触头的调整（1）接触器触头初压力、终压力的测定及调整。触头的初压力是 指动、静触头刚接触时触头承受的压力。初压力来裸于触头弹簧的预 压缩量.它可使触头减小振动，避免触头熔焊及减轻烧蚀程度。触头的 终压力是指触头完全闭合后作用于触头上的压力。终压力由触头弹清的最终压缩量决定.它可使触头处于闭合状态时的接触电阻保持较低值。接触器经长期使用以后.由于触头弹簧弹力减小或触头磨损等原因，会引起触头压力减小，接触电阻增大。此时应阔整触头弹簧的压力，使初压力和终压力达到规定的值。用弹簧秤可准确地测定触头的初压力和终压力，其方法如图3一26 所示。将纸条或单纱线放在触头间或触头与支架间，一手拉弹簧秤. 另一手轻轻拉纸条或单纱线。纸条或单纱线刚可以拉出时弹簧秤上的 力即为所测的力。如果测得的值与计算值不符。或超出产品日录上所 规定范围.可调整触头弹簧。若触头弹簧损坏.可更换新弹簧或按原 尺寸自制弹簧，
在调整时如没有弹簧秤，对于触头压力的侧试可用纸条凭经骏来测定。将一条比触头略宽的纸条夹在动、睁触头之间.并使触头处于闭合状态。然后用手拉纸条。一般小容量接触器稍用力即可拉出，对于较大容量的接触器，纸条拉出后有撕裂现象。出现这种现象时，一般认为触头压力较合适。若纸条很容易被拉出.说明触头压力不够。若纸条被拉断。则说明触头压力太大。(2)接触器触头开距和超程的调整。触头开距，是指触头处于完全断开位置时。动、静触头间的最短距离，如图3一27(a)所示，其作用是保证触头断开之后有必要的安全绝缘问隔，超程。是指接触器触头完全闭合后，似设将静(或动)触头移开时.动(或静)触头能继续·移动的距离，如图3一27(c)所示。其作用是保证触头磨损后仍能可靠地接触.即保证触头压力的最小值。当超程不符合规定时.应更换新触头。
接触器经拆卸或更换零部件后.应对触头的开距和超程等进行调整，使其符合要求。如图3一27所示的直动式交流接触器.其触头的开距。与超程:之和等于铁芯的行程，。对这种接触器，只需卸一F底板.增减铁芯底端的衬垫即可改变铁芯的行程.从而改变触头的超程。3.电磁系统的故阵及维修(l)饮芯噪声大。电磁系统在运行中发出轻微的嗡嗡声是正常的， 若声音过大或异常.则可判定电磁系统发生故障。其原因有; ①衔铁与铁芯的接触面接触不良或衔铁歪斜。衔铁与铁芯经多次 碰撞后，使接触面磨损或变形。或接触面上有锈垢、油污、灰尘等， 都会造成接触面接触不良，导致吸合时产生振动和噪声，使铁芯加速 损坏，同时会使线圈过热，严重时甚至会烧毁线圈。如果振动由铁芯端面上的油垢引起，应拆下清洗二如果是由端面 变形或磨损引起，可用细砂布平铺在平铁板上。来回推动铁芯将端面 修平整。对E形铁芯，维修中应注意铁芯中柱接触面间要留有0. 1-0.2mm的防剩磁间隙。②短路环扳坏。交流接触器在运行过程中.铁芯经多次碰撞后，嵌装在铁芯端面内的短路环有可能断裂或脱落.此时铁芯产生强烈的振动，发出较大噪声。短路环断裂多发生在槽外的转角和槽口部分.维修时可将断裂处焊牢或照原样重新更换一个.并用环氧树脂加固:③机械方面的原因。如果触头压力过大或因活动部分受到卡阻使衔铁和铁芯不能完全吸合.都会产生较张的振动和噪声。（2)衔铁吸不上。当交流接触器的线圈接通后，衔铁不能被 铁芯吸合，应立即断开电掉，以免线圈被烧毁。 衔铁吸不_L的原因主要有:一是线圈引出线的连接处脱落.线圈 断线或烧毁。二是电源电压过低或活动部分仁阻。若线圈通电后衔铁 没有振动和发出噪声，多属第一种原因;若衔铁有振动和发出噪声， 多属于第二种原因。应根据实际情况排除故障。〔3)衔铁不释放。当线圈断电后，衔铁不释放，此时应立即断开 电源开关。以免发生意外事故。 衔铁不能释放的原因主要有;触头熔焊。机械部分卡阻，反作用 弹簧损坏。铁芯端面有油垢，E形铁芯的防剩磁间隙过小导致剩磁增 大等。 (4)的线圈的故障及其修理。线圈的主要故障是由于所通过的电流过大导致线圈过热甚至烧毁。线圈电流过大的原因主要有:①线圈匝间短路。由于线圈绝缘损坏或受机械换伤，形成匝间短 路或局部对地短路，在线圈中会产生很大的短路电流.产生热量将线 圈烧毁。 ②铁芯.与衔铁闭合时有间隙。交流接触器线圈两端电压一定时， 它的阻杭越大.通过的电流.越小。当衔铁在分开位置时，线圈阻抗最 小，通过的电流最大。在铁芯吸合过程中，衔铁与铁芯的间隙逐渐减 小，线圈的阻抗逐渐增大，当衔铁完全吸合后，线圈阻杭最大，电流 最小.因此，如果衔铁与铁芯间不能完全吸合或接触不紧密。会使线 圈电流增大.导致线圈过热以致烧毁。 从上面的分析可知，对交流接触器而言.衔铁每闭合一次，线圈要受一次大电流冲击。如果操作频率过高，线圈会在大电流的连续冲击下造成过热。甚至烧毁。③线圈两端电压过高或过低，线圈电压过高。会使电流增大，甚 至超过檄定值;线圈电压过低，会造成衔铁吸合不紧密而产生振动. 严重时衔铁不能吸合、电流剧增使线圈烧毁。 线圈烧毁后.一般应重新绕制。如果婉路的匝数不多，短路又在靠近线圈的端部，而其余部分尚完好无损。则可拆去已损坏的几圈。其余的可继续使用。 线圈需重绕时，可.从铭牌或手册上查出线圈的匝数和线径，也可从烧毁线圈中测得匝数和线径。线圈绕好后，先放人105℃~1 10龙 的烘箱中预烘3h,冷却至60℃~70℃后，浸绝缘漆，滴尽余漆后放 入110℃一120℃的烘箱中供干.冷却泵常盔即可使用。
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中国大唐集团公司集控运行全能值班上岗考试题库
中国大唐集团公司集控运行全能值班上岗考试题库一、 填空题 （一） 汽机部分 1. TSI 汽轮机监测显示系统主要对汽机(振动)、(串轴)、(胀差)等起到监测显示作用。 2. 按传热方式不同，回热加热器可分为(表面式)和(混合式)两种。 3. 备用冷油器的进口油门(关闭)，出口油门(开启)，冷却水入口门（关闭） ，出口门（开启） 、 油侧排空门开启，见油后关闭。 4. 泵的汽蚀余量分为(有效汽蚀余量)、(必须汽蚀余量)。 5. 泵的种类有（往复式）（齿轮式）（喷射式）和（离心式）等。 、 、 6. 变压运行分为(纯变压运行)，(节流变压运行)，(复合变压运行)。 7. 变压运行指维持汽轮机进汽阀门(全开)或在(某一开度)，锅炉汽温在(额定值)时，改变蒸 汽(压力)，以适应机组变工况对(蒸汽流量)的要求。 8. 表面式凝汽器主要由(外壳)、(水室端盖)、(管板)、以及(冷却水管)组成。 9. 采用给水回热循环，减少了凝汽器的（冷源损失） 。 10. 真空泵的作用是不断的抽出凝汽器内（析出的不凝结）气体和漏入的空气， （维持）凝 汽器的真空。 11. 初压力越(高)，采用变压运行经济性越明显。 12. 除氧器按运行方式不同可分为(定压运行)、(滑压运行)。 13. 除氧器满水会引起(除氧器振动)，严重的能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机(水冲击)。 14. 除氧器水位高，可以通过(事故放水门)放水，除氧器水位低到规定值联跳(给水泵)。 15. 除氧器为混合式加热器，单元制发电机组除氧器一般采用(滑压运行)。 16. 除氧器在滑压运行时易出现(自生沸腾)和(返氧现象)。 17. 除氧器在运行中，由于(机组负荷)、(蒸汽压力)、(进水温度)、(水位变化)都会影响除氧 效果。 18. 除氧器在运行中主要监视(压力)、(水位)、(温度)、(溶氧量)。 19. 大机组的高压加热器因故不能投入运行时，机组应相应(降低)出力。 20. 大型机组超速试验均在带(10%-15%)负荷运行(4-6)h 后进行，以确保转子金属温度达到 转子(脆性转变温度)以上。 21. 大型机组充氢一般采用(中间介质置换法)。 22. 大修停机时，应采用(滑参数)停机方式。 23. 当给水泵冷态启动一般采用(正暖)的暖泵方式。 24. 当离心泵的叶轮尺寸不变时，水泵的流量与转速（一）次方成正比，扬程与转速（二） 次方成正比。 25. 当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速(关闭)、停止机组运行。 26. 对于倒转的给水泵，严禁关闭(入口门)，以防(给水泵低压侧)爆破，同时严禁重合开关。 27. 对于一种确定的汽轮机， 其转子汽缸热应力的大小主要取决于(转子或汽缸内温度分布)。 28. 发电机组甩负荷后，蒸汽压力(升高)，锅炉水位(下降)，汽轮机转子相对膨胀产生(负) 胀差。 29. 发现给水泵油压降低时，要检查(油滤网是否堵塞)、冷油器或管路是否漏泄、(减压件是 否失灵)、油泵是否故障等。 30. 高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位(升高)、给水温度(降低)，汽侧压力(升高)，汽侧安全门动作。 31. 高压加热器水位(调整)和(保护)装置应定期进行试验，以防止加热器进汽管返水。 32. 高压加热器水位保护动作后， (旁路阀)快开， (高加进口联成阀及出口电动门关闭) 快关。 33. 高压加热器运行工作包括(启停操作)、运行监督、(事故处理)、停用后防腐四方面。 34. 高压加热器投入运行时，一般应控制给水温升率不超过(3)℃/min。 35. 给水泵泵组的前置泵的作用是(提高给水泵入口压力，防止给水泵汽蚀)。 36. 给水泵不允许在低于(最小流量)下运行。 37. 给水泵倒暖是高压给水泵（出口逆止门后）引入，从（吸入侧）流出。 38. 给水泵的作用是向锅炉提供足够(压力)、(流量)和(相当温度)的给水。 39. 给水泵启动后，当流量达到允许流量(自动再循环门)自动关闭。 40. 给水泵汽化的原因有：除氧器内部压力(低)，使给水泵入口温度(高于)运行压力下的饱 和温度而汽化；除氧器水位(低)，给水泵入口(压力低)；给水流量小于(最低流量)，未及时开 启再循环门等。 41. 给水泵严重汽化的象征：入口管内发生不正常的(冲击)，出口压力(下降)并摆动，电机 电流(下降并摆动)，给水流量(摆动)。 42. 给水管路没有水压形成的时候，电动给水泵启动前要(关闭)泵的出口门及出口旁路门、 中间抽头门，开启再循环门。 43. 工质在管内流动时，由于通道截面突然缩小，使工质的压力（降低） ，这种现象称为（节 流） 。 44. 滑参数停机过程中严禁做汽机超速试验以防(蒸汽带水)，引起汽轮机水击。 45. 滑参数停机时，一般调节级处蒸汽温度应低于该处金属温度(20―50)℃为宜。 46. 滑停过程中主汽温度下降速度不大于(1-1.5)℃/min。 47. 滑压运行的除氧器变工况时，除氧器(水温)变化滞后于(压力)变化。 48. 换热的基本方式有（导热）（对流）（辐射） 、 、 。 49. 回热循环的热效率，随着回热级数的增加而（增加） 。 50. 火力发电厂典型的热力过程有（等温过程）（等压过程）（等容过程）和（绝热过程） 、 、 。 51. 火力发电厂中的汽轮机是将（热能）转变为（机械能）的设备。 52. 亚临界机组启动时，上缸调节级处金属温度低于(150)℃时，称为冷态启动，金属温度在 (150--300)℃之间称为温态启动，金属温度在(300)℃以上为热态启动。 53. 机组热态启动时，蒸汽温度应高于汽缸金属温度(50--100)℃。 54. 机组甩去全负荷，调节系统应能保证转速在(危急保安器动作转速)以下。 55. 机组运行中，发现窜轴增加时，应对汽轮机进行(全面检查)，倾听(内部声音)、测量(轴 承振动)。 56. 机组正常运行时，凝汽器的真空靠(排汽凝结成水，体积缩小)形成的。 57. 加热器投入的原则:(按抽汽压力由低到高)，(先投水侧，后投汽侧)。 58. 加热器温升小的原因有：抽汽电动门未(全开)，汽侧积有(空气)。 59. 加热器泄漏会使(端差升高)、(出口水温下降)、(汽侧水位高)、(抽汽管道冲击)。 60. 加热器一般把传热面分为(蒸汽冷却段)、(凝结段)、(疏水冷却段)三部分。 61. 胶球清洗系统的作用是(清除凝汽器冷却水管内壁的污垢，提高换热效率)。 62. 节流过程可以认为是（绝热）过程。 63. 抗燃油主要是供给靠近热体的(执行机构)，防止执行机构漏油着火。 64. 冷却水塔是通过(空气和水接触)进行热量传递的。 65. 冷却水温升是冷却水在凝汽器中（吸）热后其温度（上升）的数值。 66. 离心泵不允许带负荷启动，否则(启动电流大)将损坏设备。67. 离心泵一般(闭)阀启动，轴流泵(开)阀启动。 68. 密封油的主要作用是(密封氢气),同时起到(润滑)，(冷却)作用。 69. 密封油压、氢压、内冷水压三者的关系为(密封油压)＞(氢压)＞(内冷水压)。 70. 凝结水泵安装位置有一定的倒灌高度，其目的是为了防止凝结水泵（汽化） 。 71. 凝结水泵的轴端密封采用（凝结）水密封。 72. 凝结水泵的轴封处需连续供给(密封水)，防止空气漏入泵内。 73. 凝结水含氧量应小于（30）微克/升，锅炉给水含氧量应小于（7）微克/升。 74. 凝结水再循环管应接在凝汽器的（上部） 75. 凝汽器抽真空前，禁止有(疏水)进入凝汽器。 76. 凝汽器的最佳真空是(提高真空使发电机组增加的电功率与增加冷却水量使循环泵多耗 的电功率之间的差值最大的真空)。 77. 凝汽器冷却水出口温度与排汽压力下的饱和温度之差称为(凝汽器端差)。 78. 凝汽器冷却水管结垢，将使循环水升温(减小)，造成凝汽器端差(增大)。 79. 凝汽器水质恶化的可能是因为(冷却水管胀口不严)、(冷却水管漏泄)等原因。 80. 凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值称为(冷却倍率)。 81. 凝汽器循环水量减少时表现为同一负荷下凝汽器循环水温升(增大)。 82. 凝汽器压力降低，汽轮机排汽温度（降低） ，冷源损失（减少） ，循环热效率（提高） 。 83. 凝汽器真空降低时，容易过负荷的级段为(末级)。 84. 暖管的目的是(均匀加热低温管道)， 逐渐将管道的金属温度提高到接近于启动时的(蒸汽 温度)，防止产生过大的(热应力)。 85. 启动给水泵前，中间抽头应处于(关闭)状态。 86. 启动前转子(弹性热弯曲)超过额定值时，应先消除转子的热弯曲，一般方法是（连续盘 车） 。 87. 启停时汽缸和转子的热应力、热变形、胀差与蒸汽的(温升率)有关。 88. 汽机处于静止状态，严禁向(汽机轴封)供汽。 89. 汽机冷态启动时一般控制升速率为(100--150)r/min。 90. 汽机启动按进汽方式分可分为(高、中压缸联合启动)、(中缸启动)。 91. 汽机启动按主汽参数可分为(额定参数启动)、(滑参数启动)。 92. 汽机疏水系统作用是(疏走设备内的存水，防止发生水冲击，尽快提高汽温)。 93. 汽机转子冲动时，真空一般在 60―70kPa，若真空太低，易引起(排汽缸大气安全门)动 作，若真空过高(使汽轮机进汽量减少，对暖机不利)。 94. 汽轮发电机负荷不变、循环水入口水温不变，循环水流量增加，排汽温度(下降)，凝汽 器真空(升高)。 95. 汽轮发电机组每发 1KWh 所耗热量称(热耗率)。 96. 汽轮机变工况运行时，各中间级压比基本不变，故中间级焓降(不变)。 97. 汽轮机的启动过程是将转子由静止或盘车状态加速至(额定转速)、(并网)、(带额定负荷) 等几个阶段。 98. 汽轮机低压缸喷水装置的作用是（降低排汽缸）温度。 99. 汽轮机调节系统的任务是：在外界(负荷)与机组(功率)相适应时，保持机组稳定运行， 当外界(负荷)变化时，机组转速发生相应变化，调节系统相应地改变机组的(功率)使之与外 界(负荷)相适应。 100. 汽轮机调节系统由(转速感受机构)、 (传动放大机构)、 (执行机构)和(反馈机构)等四部分。 101. 汽轮机发生水冲击的原因：锅炉（满水）或蒸汽（大量带水） ，并炉不妥，暖管疏水不 充分，高压加热器（钢管泄漏）而保护装置未动作，抽汽逆止门不严等。102. 汽轮机负荷不变，真空下降，轴向推力（增加） 。 103. 汽轮机滑销系统的(纵)销引导汽缸纵向膨胀保证汽缸和转子中心一致。 104. 汽轮机内有(清晰)的金属摩擦声，应紧急停机。 105. 汽轮机凝汽器的铜管结垢， 将使循环水出口、 入口温差 （减小） 造成凝汽器的端差 ， （增 大） 。 106. 汽轮机上下缸温差超过规定值时，(禁止)汽轮机启动。 107. 汽轮机上下缸最大温差通常出现在（调节级） ）处，汽轮机转子的最大弯曲部位在（调 节级）附近。 108. 汽轮机停机包括从带负荷状态减去(全部负荷)，解列(发电机)、切断汽机进汽到转子(静 止)，进入(盘车)状态。 109. 汽轮机在进行负荷调节方式切换时，应特别注意(高、中压缸)温度变化。 110. 汽轮机真空严密性试验应每月进行一次，试验时将真空泵入口气动门（关闭） ，注意真 空降低数值，一般试验（5）分钟，试验结束后将真空泵入口气动门（开启） 。 111. 汽轮机正常停机时，在打闸后，应先检查（有功功率）是否到零， （千瓦时表）停转或 逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用（逆功率保护动作）解列。严禁带负荷解列以防 超速。 112. 汽轮机轴承分为(推力轴承)和(支持轴承)两大类。 113. 汽轮机轴向推力的平衡方法通常有(开设平衡孔)、(采用平衡活塞)、(反向流动布置)。 114. 汽轮机主蒸汽温度在 10min 内下降(50)℃时应打闸停机。 115. 汽轮机转子在离心力作用下变粗，变短，该现象称作(回转效应)或(泊桑效应)。 116. 汽轮机纵销的中心线与横销的中心线的交点为（汽缸的死点） 。 117. 汽轮机组的高中压缸采用双层缸结构，在夹层中通入(压力和温度)较低的蒸汽，以减小 多层汽缸的(内外温差)和(热应力)。 118. 氢冷发电机充氢后在运行中，机内氢纯度应达到(96%)以上，气体混合物中的氧量不超 过(2%)。 119. 氢气置换法通常用(中间介质置换法)。 120. 胶球清洗系统的作用是(清除凝汽器冷却水管内壁的污垢，提高热效率)。 121. 热力除氧必须将给水加热到(饱和温度)。 122. 热态启动冲转前，应连续盘车(4)小时以上。 123. 热态启动时， 除在 500r/min 左右停留进行必要的(听音检查)外， 应迅速以(200--300)r/min 的升速率， 升转速至额定转速并立即并网带负荷至相应目标值水平， 防止机组启动过程受冷 却。 124. 热态启动时由于汽轮机升速较快、且不需暖机，这时要特别注意润滑油温不得低于 (38)℃。 125. 热态启动先送汽封，后抽真空，主要防止(汽封段轴颈骤冷)。 126. 任一轴承回油温度超过(75)℃应紧急停机。 127. 容积式真空泵一般分为(液环式)和(离心式)两种。 128. 若给工质加入热量，则工质熵（增加） 。若从工质放出热量，则工质熵（减小） 。 129. 若循环水泵在出口门全开的情况下停运，系统内的水会倒流入泵内，引起水泵(倒转)。 130. 疏水泵的空气门在泵运行时应在（开启）位置。 131. 水泵的主要性能参数有(流量)、扬程、(转速)、功率、(效率)、比转速、(汽蚀余量)。 132. 水泵在运行中出口水量不足可能是(进口滤网堵塞)、(出入口阀门开度过小)、(泵入口或 叶轮内有杂物)、吸入池内水位过低。 133. 提高机组（初参数） ，降低机组（终参数）可以提高机组的经济性。134. 同步发电机频率与转速和极对数的关系式为(f=P?n/60)。 135. 机组冲转时不得在(临界转速)附近暖机和停留。 136. 为防止甩负荷时，加热器内的汽水返流回汽缸，一般在抽气管道上装设(逆止门)。 137. 为防止水内冷发电机因断水引起定子绕组(超温)而损坏，所装设的保护叫(断水保护)。 138. 为防止叶片断裂，禁止汽轮机过负荷运行，特别要防止在(低) 频率下过负荷运行。 139. 为了保证氢冷发电机的氢气不从侧端盖与轴之间(逸出)，运行中要保持密封瓦的油压 (大于)氢压。 140. 为了保证疏水畅通，同一疏水联箱上的疏水要按照压力等级依次排列， （压力低）的疏 水靠近疏水联箱出口。 141. 为了确保汽轮机的安全运行，新装机组或大修后的机组必须进行(超速试验)，以检查危 急保安器的动作转速是否在规定范围内。 142. 为了提高凝结水泵的抗汽蚀性能，常在第一级叶轮入口加装(诱导轮)。 143. 循环水泵按工作原理可分为(离心泵)、(轴流泵)、(混流泵)。 144. 循环水泵出力不足的原因主要有(吸入侧有异物)、叶轮破损、转速低、(吸入空气)、(发 生汽蚀)、出口门调整不当。 145. 循环水泵的特点是(流量大)、(扬程低)。 146. 循环水泵正常运行中应检查(电机电流)、(入口水位)、(出口压力)、(轴承温度)、电机线 圈温度、循环泵的振动。 147. 循环水泵主要用来向汽机的(凝汽器)提供冷却水，冷却(汽机排汽)。 148. 循环水中断，会造成(真空)消失，机组停运。 149. 一般高压汽轮机凝结水过冷度要求在（2℃）以下。 150. 用中间再热循环可提高蒸汽的终（干度） ，使低压缸的蒸汽（湿度）保证在允许范围内。 151. 有一台给水泵运行，备用给水泵一般采用(倒) 暖。 152. 在泵壳与泵轴之间设置密封装置，是为了防止（泵内水外漏）或（空气进入泵内） 。 153. 在冲转并网后加负荷时， 在低负荷阶段。 若出现较大的胀差和温差， 应停止(升温升压)， 应(保持暖机)。 154. 在汽轮机的启停过程中，采用控制蒸汽的(温升率)的方法能使金属部件的(热应力)、(热 变形)及转子与汽缸之间(胀差)维持在允许范围内。 155. 造成火力发电厂效率低的主要原因是(汽轮机排汽热损失). 156. 真空系统的检漏方法有（蜡烛火焰法） 、汽侧灌水试验法、 （氦气检漏仪法） 。 157. 真空严密性试验应在负荷稳定在(80%)额定负荷以上，真空不低于(90-85)Kpa 的情况下 进行。平均每分钟真空下降值不大于 400Pa 为合格。 158. 真空严密性试验在(80%)额定负荷以上，且(运行稳定)才允许试验。 159. 直流电源主要作为发电机组的(保护)、(控制)、(调节)和信号的电源。 160. 中速暖机和定速暖机的目的在于防止材料(脆性破坏)，防止产生过大的(热应力)。 161. 轴流泵的闭阀启动是指(主泵与出口门)同时开启。 162. 轴流泵的开阀启动是指在泵启动前(提前将出口门开启到一定位置)，待启动主泵后再 (全开出口门)。 163. 轴流泵的启动可采用(闭阀)启动和(开阀)启动两种方式。 164. 轴流泵在带负荷条件下启动，即(全开出口门)启动，此时(轴功率)最小，不会因过载而 烧毁电机。 165. 主蒸汽压力和凝汽器真空不变时，主蒸汽温度升高，机内做功能力(增强)，循环热效率 (增加)。 166. 转速超过危急保安器(动作)转速，而保护未动作，应执行紧急停机。167. 转子静止后立即投入盘车，当汽缸金属温度降至(250)℃以下可定期盘车，直到调节级 金属温度至(150)℃以下停盘车。 168. 转子升速时，在一阶监界转速以下，轴承振动达(0.03)mm 时或过监界转速时，轴承振 动超过(0.1)mm 时，应打闸停机。 169. 凝汽器水位升高淹没铜管时，将使凝结水（过冷度增大）（真空降低） ， 。 170. 汽轮机转子发生低温脆性断裂事故的必要和充分条件有两个：一是 在低于（脆性转变 温度）以下工作，二是具有（临界应力）或临界裂纹。 171. 汽轮机叶顶围带主要的三个作用是增加（叶片刚度） 、调整（叶片频率） 、防止（级间 漏汽） 。 172. 主汽阀带有预启阀，其作用是降低（阀碟前后压差）和机组启动时控制（转速）和（初 负荷） 。 173. 汽机油循环倍率是指 1 小时内在油系统中的循环次数，一般要求油的循环倍率在（8 ―10 ）的范围内。 174. 加热器的端差是指（蒸汽饱和温度）与加热器（出水温度）之间的差值。 175. 汽轮机热态启动时，润滑油温不得低于（ 38 ）℃。 176. 除氧器排氧门开度大小应以保证含氧量（ 正常 ）而（ 微量 ）冒汽为原则。 177. 强迫振动的主要特征是（主频率与转子的转速一致或成两倍频 ） 。 178. 当汽轮机膨胀受阻时，汽轮机转子的振幅随（负荷 ）的增加而增加。 179. 汽轮机负荷摆动值与调速系统的迟缓率成（ 正 ）比。 180. 汽轮机在停机惰走降速阶段，由于（鼓风作用）和（泊桑效应） ，低压转子的胀差会出 现（ 正向突增 ） 。 181. 汽轮机的胀差保护应在（ 冲转前）投入；汽轮机的低油压保护应在（盘车前）投入； 轴向位移保护应在（冲转前） 。 182. 运行中发生甩负荷时，转子表面将产生（拉）应力，差胀将出现（负值增大） 。 183. 汽轮机的进汽方式主要有（节流进汽）（喷嘴进汽）两种。 、 184. 运行中发现凝结水泵电流摆动，出水压力波动，可能原因是（凝泵汽蚀 ） 、凝汽器水 位过低。 185. 汽轮机热态启动过程中进行中速暖机的目的是防止转子（脆性破坏）和（避免产生过 大的热应力） 。 186. 当汽轮机排汽温度达 80 度时应（自动开启低压缸喷水） ，当排汽温度超过 121 度时应 （打闸停机） 。 187. 汽轮机的凝汽设备主要由凝汽器、 （循环水泵）（真空泵） 、 、凝结水泵组成。 188. 运行中汽机发生水冲击时，则推力瓦温度（升高） ，轴向位移（增大） ，相对胀差负值 （增大） ，负荷突然（下降） 。 189. 抗燃油是被用来作为（调节系统）用油的。 190. 惰走时间是指（发电机解列后，从自动主汽门和调门关闭起到转子完全静止的这段时 间） ，如果发现惰走时间显著增加，则说明是（主、再热蒸汽管道阀门或抽汽逆止门关不严） 所致。惰走时间过短说明（汽轮机内部产生摩擦） 。 191. 有一测温仪表，精确度等级为 0.5 级，测量范围为 400―600℃，该表的允许误差是（± 1℃） 。 192. 汽轮机调速系统的任务：一是（及时调节汽轮机功率，以满足用户耗电量的需要） ；二 是（保持汽轮机的转速在额定转速的范围内，从而使发电机转速维持在 3000rpm/min） 。 193. DEH 装置具有的基本功能有：一是（转速和功率控制） 、二是（阀门试验和阀门管理） 、 三是（运行参数监视） 、四是超速保护、五是（手动控制） 。194. 在机组冷态启动过程中，当高加随机启动时，发现高压胀差增长较快，你的处理应是 （适当关小一次抽汽门，提高高压外缸的温度） 。 195. 运行中发现汽轮机油系统压力降低，油量减少、主油泵声音不正常，则可断定是发生 了（主油泵事故） ，处理是（立即启动辅助油泵，申请停机） 。 196. 危急保安器充油试验的目的是保证超速保安器飞锤动作的（可靠性和正确性） 。 197. 运行中发现循环水泵电流降低且摆动，这是由于（循环水入口过滤网被堵或入口水位 过低） 。 198. 300MW 机组汽轮机启动中，当转速接近（2800 r/min）左右时，应注意调速系统动作是 否正常。 199. 某值班员在运行中发现密封油泵出口油压升高、密封瓦入口油压降低，判断是发生了 （滤油网堵塞、管路堵塞或差压阀失灵） 。 200. 汽轮机启动前要先启动润滑油泵，运行一段时间后再启动高压调速油泵，这样做的主 要目的是（排除调速系统积存的空气） 。 201. 对中间再热机组各级回热分配，一般是增大高压缸排汽的抽汽，降低再热后第一级抽 汽的压力，这样做的目的是（减少给水回热加热过程中不可逆损失） 。 202. 机组带部分负荷运行,为提高经济性,要求（部分 ）进汽,即（顺序阀 ）控制方式。 203. （热效率）是热力循环热经济性评价的主要指标。 204. 流体在管道中的压力损失分（沿程压力损失）（局部压力损失?） 、 。 205. 汽轮机在开停机过程中的三大热效应为热（应力 ） 、热（膨胀 ）和热（变形） 。 206. 凝结器中水蒸汽向铜管外壁放热是有相变的（对流换热 ） ，铜管外壁传热是通过（导 热 ）进行,内壁是通过（对流换热?）向循环水传递热量。 207. 朗肯循环的工作过程是：工质在锅炉中被（定压加热）汽化和（过热 ）的过程；过热 的蒸汽在汽轮机中（等熵膨胀作功 ） ；作完功的乏汽排入凝汽器中（定压凝结 ）放热，凝 结水在给水泵中绝热（压缩） 。 208. 纯凝汽式发电厂的总效率为锅炉效率、 管道效率、 （汽轮机相对内效率） 循环热效率） 、 （ 、 机械效率、 （发电机效率）等项局部效率的乘积。 209. 在能量转换过程中，造成能量损失的真正原因是传热过程中（有温差传热）带来的不 可逆损失。 210. 汽轮机机械效率是汽轮机输给发电机的（轴端 ）功率与汽轮机（内 ）功率之比。 211. 其它条件不变，提高朗肯循环的初温，则平均吸热温度（提高） ，循环效率（提高） 。 212. 所谓配合参数，就是保证汽轮机（排汽湿度）不超过最大允许值所对应的蒸汽的（初 温度）和（初压力） 。 213. 提高蒸汽初温度受（动力设备材料强度）的限制，提高蒸汽初压力受（汽轮机末级叶 片最大允许湿度）的限制。 214. 计算表明，中间再热对循环热效率的相对提高并不大，但对（汽轮机相对内效率）效 率的提高却很显著。 215. 蒸汽中间再热使每公斤蒸汽的作功能力 （增大） 机组功率一定时， ， 新蒸汽流量 （减少） ， 同时再热后回热抽汽的（温度）和（焓值）提高，在给水温度一定时，二者均使回热抽汽量 （减少） ，冷源损失（增大） 。 216. 再热式汽轮机中低压级膨胀过程移向 h-s 图的（右上方） ，再热后各级抽汽的（焓）和 （过热度）增大，使加热器的（传热温差）增大， （不可逆热交换）损失增加。 217. 再热机组旁路系统实际上是再热单元机组在机组（启）（停）或（事故）情况下的一 、 种（调节）和（保护）系统。 218. 为了保证安全经济运行，必须把锅炉给水的含氧量控制在允许范围内，锅炉给水含氧量应（&7）μ g/l 。 219. 采用滑压运行除氧器应注意解决在汽轮机负荷突然增加时引起的 （给水中含氧量增加） 问题；在汽机负荷突然减少时引起的（给水泵入口汽化）问题。 220. 给水回热后，一方面用汽轮机抽汽所具有的热量来提高（给水温度） ，另一方面减少了 蒸汽在（凝汽器）中的热损失。 221. 当给水被加热至同一温度时，回热加热的级数（越多） ，则循环效率的（提高越多） 。 这是因为抽汽段数（增多）时，能更充分地利用（压力）较低的抽汽而增大了抽汽的作功。 222. 疏水自流的连接系统，其优点是系统简单、运行可靠，但热经济性差。其原因是（由 于高）一级压力加热器的疏水流入（较低）一级加热器中要（放出）热量，从而排挤了一部 分（较低）压力的回热抽汽量。 223. 疏水装置的作用是可靠地将（加热器）中的凝结水及时排出，同时又不让（蒸汽）随 疏水一起流出，以维持（加热器）汽侧压力和凝结水水位。 224. 为了避免高速给水泵的汽化，最常用的有效措施是在（给水泵）之前另设置（低转速 前置泵） 。 225. 给水泵出口逆止门的作用是（当给水泵停运时，防止压力水倒流入给水泵，使水泵倒 转并冲击低压管道及除氧器。。 ） 226. 阀门按用途可分为以下几类： （关断）阀门、 （调节）阀门、 （保护）阀门。 227. 调节阀门主要有（调节工质流量）和（压力）的作用。 228. 保护阀门主要有（逆止阀）（安全阀）及（快速关断）阀门等。 ， 229. 凝汽器冷却倍率可表示为（冷却水量）与（凝汽量）的比值，并与地区、季节、供水 系统、凝汽器结构等因素有关。 230. 汽轮机在做真空严密性试验时,真空下降速率（&=0.13kpa/min）为优,（&=0.27 kpa/min） 为良,（&=0.4kpa/min）为合格. 231. 汽轮机危急保安器充油试验动作转速应略低于（额定转速） ，危急保安器复位转速应略 高于（额定转速） 。 232. 在稳定状态下，汽轮机空载与满载的（转速）之差与（额定转速）之比称为汽轮机调 节系统的速度变动率。 233. 大功率汽轮机均装有危急保安器充油试验装置，该试验可在（空负荷）和（带负荷） 时进行。 234. 造成汽轮机大轴弯曲的因素主要有两大类： （动静摩擦）（汽缸进冷汽冷水） 、 。 235. 汽轮机调节系统中传动放大机构的输入是调速器送来的（位移）（油压）或（油压变 、 化）信号。 236. 汽轮机的负荷摆动值与调速系统的迟缓率成（正比） ，与调速系统的速度变动率成（反 比） 。 237. 汽机的低油压保护应在（盘车）前投入。 238. 汽轮机油系统着火蔓延至主油箱着火时，应立即（破坏真空） ，紧急停机，并开启（事 故放油门） ，控制（放油速度） ，使汽轮机静止后（油箱放完） ，以免汽轮机（轴瓦磨损） 。 239. 在（机组新安装和大修后）（调速保安系统解体检修后）（甩负荷试验前）（停机一 、 、 、 个月后再启动）情况下，应采用提升转速的方法做危急保安器超速脱扣试验。 240. 汽轮机正常停机或减负荷时，转子表面受（热拉）应力，由于工作应力的叠加，使转 子表面的合成拉应力（增大） 。 241. 汽轮机低油压联动，润滑油压低至 0.075mpa 时，联动（交流润滑油泵） ，润滑油压低 至 0.07mpa 时，联动（直流润滑油泵） ，保护电磁阀动作，关闭（高中压主汽门）及（调速 汽门） ；润滑油压低至 0.03mpa 时， （盘车）自动停止。242. 水蒸气凝结放热时，其（温度）保持不变，放热是通过蒸汽的凝结放出的（汽化潜热） 而传递热量的。 243. 火力发电厂常见的热力循环有： （朗肯循环）（中间再热循环）（回热循环） 、 、 。 244. 汽轮机冲转前,连续盘车运行应在（4）小时以上,特殊情况不少于（2）小时,热态启动不 少于（4）小时.若盘车中断应重新记时. 245. 在滑参数停机过程中，降温，降压应交替进行，且应先（降温）后（降压） 。 246. 主汽门、调速汽门严密性试验时，试验汽压不低于额定汽压的（50%） 247. 高压加热器运行中水位升高，则端差（增大） 。 248. 机组甩负荷时，转子表面产生的热应力为（拉）应力。 249. 新蒸汽温度不变而压力升高时，机组末几级的蒸汽湿度（增加） 250. 汽轮机调速系统的执行机构为（油动机） 251. 蒸汽在汽轮机内的膨胀过程可以看作是（绝热）过程。 252. 加热器的传热端差是加热蒸汽压力下的饱和温度与加热器给水（出口）温度之差。 253. 汽轮机正常停运方式包括（复合变压停机）（滑参数停机） 、 ，如机组进行大、小修则一 般采用（滑参数停机） 254. DEH 基本控制有转速、 （功率） 、 （调节级压力）三个回路. 255. 在大容量中间再热式汽轮机组的旁路系统中，当机组启、停或发生事故时， 减温减压 器可起（调节）和（保护）作用。 256. 具有顶轴油泵的汽轮机，启动盘车前必须（启动顶轴油泵） ，并确定（顶轴油压正常后） 可启动盘车。 257. 汽轮机正常运行中，转子以（推力盘）为死点，沿轴向（膨胀或收缩） 258. 汽轮机热态启动中，若冲转时的蒸汽温度低于金属温度，蒸汽对（转子和汽缸）等部 件起冷却作用，相对膨胀将出现（负胀差） 。 259. 汽轮机的功率调节是通过改变（调节阀开度） ，从而改变汽轮机的（进汽量）来实现的。 260. 汽轮机的寿命是指从（初次）投入运行至转子出现第一道（宏观裂纹）期间的总工作 时间。 261. 滑压运行除氧器当负荷突增时，除氧器的含氧量（增大） 。 262. 汽轮机进汽调节方式有（节流）调节、 （喷嘴）调节。 263. 汽轮机金属部件的最大允许温差由机组结构、汽缸转子的（热应力）（热变形）以及 、 转子与汽缸的（胀差）等因素来确定。 264. 汽缸加热装置是用来加热（汽缸）和（法兰和螺栓）以保证汽机安全启动， 265. 轴承油压保护是防止（润滑）油压过（低）的保护装置。 266. 在汽轮机启动时，双层汽缸中的蒸汽被用来加热（汽缸） ，以减小 （汽缸） 、 （法兰） 、 （螺 栓）的温差，改善汽轮机的（启动性能） 。 267. 给水泵的特性曲线必须（平坦） ，以便在锅炉负荷变化时，它的流量变化引起的出口压 力波动（越小） 。 268. 一般当汽轮机转速升高到额定转速的 1.10―1.12 倍时， （危急保安器）动作，切断汽机 （供汽） ，使汽轮机（停止运转） 。 269. 300MW 汽轮机闭式水箱（内冷水）可以用 （除盐水）（凝结水）补水。 、 270. 电动给水泵工作冷油器进油温高于（130℃） ，出油温度高于（80℃）将联跳电泵。 271. 盘车投入允许条件是零转速、 （顶轴油压） 、盘车啮合、(润滑油压正常)。 272. 油氢压差低于（35KPa）时，空侧直流油泵自启动。 273. 投高加时，单台高加温升率不应大于（1.5-2℃/min） 。 274. 内冷水进水温度高报警值为（48-50） ℃、低报警值为（40-42）℃；内冷水回水温度高报警值是（85）℃，达到（85）℃时应立即停机。 275. 机组运行过程中，当主再热汽温在 10 分钟内下降（50℃）℃时应立即停机。 276. 主再热汽温下降至 520℃时机组带额定负荷；若继续下降应（滑压运行降负荷） 。 277. 汽轮机热态启动时一般出现负差胀，主要原因是（冲转时蒸汽温度偏低） 。 278. 汽轮机冷态启动和增负荷过程中，转子膨胀（大于）汽缸膨胀，相对膨胀差出现（正 胀差） 。 279. 高加出水电动门联锁关闭的条件是（高加解列） 同时（高加进水液控阀关闭） 、允许 关闭的条件是（高加进水液控阀关闭） 。 280. 一般情况下汽轮机的变压运行不但提高了汽轮机运行的（经济性） ，而且（减小）了金 属部件内部的温差。 281. 汽轮机启动过程中要通过暖机等措施尽快把温度提高到脆性转变温度以上，以增加转 子承受较大的（离心）力和（热应力）的能力。 282. 发现汽轮机组某一轴瓦回油温度升高应参照其它各瓦 （回油温度） 冷油器 ， （出口油温） ， 轴瓦（油膜压力）用本瓦的（钨金温度）进行分析。 283. 汽轮机缸内声音（突变） ，主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道有明显的（水击声和 金属噪声） ，应判断为汽轮机发生水冲击，必须破坏真空紧急停机。 284. 汽轮机启、停或正常运行中发生（强烈振动） ，或汽轮机内部有明显的（金属摩擦声） ， 必须破坏真空紧急停机。 285. 汽轮机轴封的作用是防止高压蒸汽（漏出） ，防止真空区漏入（空气） 。 286. 如果物体的热变形受到约束，则在物体内就会产生应力，这种应力称为（热应力） 。 287. 热力学第一定律的实质是（能量守恒与转换)定律在热力学上的一种特定应用形式。它 说明了热能与机械能相互转换的可能性及数值关系。 288. 凝汽器运行状况主要表现在以下三个方面：能否达到最(有利真空)；能否保证凝结水的 (品质合格)；凝结水的(过冷度)能够保持最低。 289. 汽轮机真空下降排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起(中心变化)，产生振动。 290. 在管道内流动的液体有两种流动状态，即(层流)和(紊流)。 291. 凝汽设备的任务主要有两个，在汽轮机的排气口(建立并保持真空)；把在汽轮机中做完 功的排汽凝结成水，并除去(凝结水中的氧气和其他不凝结的气体)，回收工质。 292. 水泵汽化的原因在于进口水压(过低)或(水温过高)，入口管阀门故障或堵塞使供水不 足，水泵负荷太低或启动时迟迟不开再循环门，入口管路或阀门盘根漏入空气等。 293. 汽轮机喷嘴的作用是把蒸汽的热能转变成（动能） ，也就是使蒸汽膨胀降压，增加（流 速） ，按一定的方向喷射出来推动动叶片而作功。 294. 凝汽器冷却水管一般清洗方法有(反冲洗)、机械清洗法、干洗、高压冲洗以及(胶球清 洗法)。 295. 凝汽器铜管胀口轻微泄露，凝结水硬度增大，可在循环水进口侧或在胶球清洗泵加球 室加(锯末)，使(锯末)吸服在铜管胀口处，从而堵住胀口泄漏点。 296. 汽轮机紧急停机和故障停机的最大区别是机组打闸之后紧急停机要（立即破坏真空） ， 而故障停机不要。 297. 凝汽器冷却水管的腐蚀有(化学腐蚀)、电腐蚀、 （机械腐蚀）等等。 298. 必须在（盘车）停止运行，且发电机内置换为(空气)后，才能停止密封油系统运行。 299. 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。 300. 汽轮机备用冷油器投入运行之前，应确认已经（ 充满油 ）（放油门） ， 、至（油箱放空 气门）均应关闭。301. 汽耗特性是指汽轮发电机组汽耗量与(电负荷)之间的关系， 汽轮发电机组的汽耗特性可 以通过汽轮机变工况计算或在机组热力试验的基础上求得。 凝汽式汽轮机组的汽耗特性随其 调节方式不同而异。 302. 影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有(汽压)， （汽温） 真空度， ， （给 水温度） ，汽耗率，循环水泵耗电率，高压加热投入率，凝汽器（端差） ，凝结水（过冷度） ， 汽轮机热效率等。 303. 当发生厂用电失去，机组故障停机，当排汽温度小于（50℃）时，方可投入凝汽器冷 却水，若排汽温度超过（50℃） ，需经领导同意，方可投入凝汽器冷却水（凝汽器投入冷却 水后，方可开启本体及管道疏水） 。 304. 除氧器滑压运行，当机组负荷突然降低，将引起除氧给水的含氧量（减少） 。 305. 凝汽器内真空的形成和维持必须具备三个条件凝汽器铜管必须通过（一定水量） ；凝结 水泵必须不断地把（凝结水抽走） ，避免水位（升高） ，影响蒸汽的凝结；抽气器必须不断地 把漏入的空气和排汽中的其他气体抽走。 306. 安全阀是一种保证（设备安全）的阀门。 307. 汽轮机喷嘴损失和动叶损失是由于蒸汽流过喷嘴和动叶时汽流之间的（相互摩擦）及 汽流与叶片表面之间的（摩擦）所形成的。 308. 汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向（负 方向）发展。 309. 备用给水泵发生倒转时应关闭（出口门）并确认（油泵）在运行。 310. 汽轮机超速试验应连续做两次，两次的转速差小于（ 18 ）r/min。 311. 汽轮机发生水冲击时，导致轴向推力急剧增大的原因是蒸汽中携带的大量水分在叶片 汽道形成（水塞） 。 312. 为了防止汽轮机通流部分在运行中发生摩擦，在机组启停和变工况运行时应严格控制 （胀差） 。 313. 在升速过程中，通过临界转速时瓦振不大于（0.1mm） ，轴振不大于(0.26mm) ，否则应 立即打闸停机。 314. 小机盘车期间应保证(给水泵再循环阀)在全开位置，防止给水泵发生（汽化）现象。 315. 汽轮机从打闸停止进汽开始至转子静止，这段时间称（惰走）时间。 316. 汽轮机盘车装置的作用是：在汽轮机启动时，减少冲动转子的扭矩，在汽轮机停机时， 使转子不停的转动，清除转子上的（残余应力） ，以防止转子发生弯曲。 317. 汽机主要保护动作不正常时（禁止）汽轮机投入运行。 318. 汽轮机的胀差是指（ 转子的膨胀值 ）与（汽缸的膨胀值）的差值。 319. 给水泵设置最小流量再循环的作用是保证给水泵有（一定的工作流量） ，以免在机组启 停和低负荷时发生（汽蚀） 。 320. 水环式真空泵中水的作用是可以使气体膨胀和压缩、还有（密封）和（冷却） 。 321. 凝汽器半侧停止后，该侧凝汽器内蒸汽未能及时被冷却，故抽汽器抽出的不是空气和 空气的混合物，而是(未凝结的蒸汽)，从而影响了抽汽的效率，使凝汽器真空下降，所以在 凝汽器半侧清扫时，应（关闭）汽侧空气门。 322. 任何情况下,只要转速 n&103‰立即关闭（高压调门）和（中压调门） 。?? 323. 冷油器铜管漏泄时， 其出口冷却水中有油花， 主油箱油位 （下降） 严重时润滑油压 ， （下 降） ，发现冷油器漏油应（切换隔离）漏油冷油器进行处理。 324. 加热器运行要监视进、出加热器的（水温） ；加热器蒸汽的压力，温度及被加热水的流 量；加热器疏水（水位的高度） ；加热器的（端差） 。 325. 高压加热器自动旁路保护装置的作用是要求保护（动作准确可靠） ；保护必须随同高压加热器一同（投入运行）保护故障禁止启动高压加热器。 326. 汽轮机采用变压运行汽压降低，汽温不变时，汽轮机各级容积流量，流速近似(不变)， 能在低负荷时保持汽轮机内效率（不下降） 。 327. 机组旁路系统作用是加快（启动速度） ，改善（启动条件） ，延长汽轮机寿命；保护再 热器， （回收工质） ，降低噪音，使锅炉具备独立运行的条件，避免或减少安全门起座次数。 328. 在机组启停过程中，汽缸的绝对膨胀值突变时，说明(滑销系统卡涩)。 329. 汽轮机运行中各监视段的压力均与主蒸汽流量成（正比例）变化，监视这些压力，可 以监督通流部分是否正常及通流部分的（结盐垢）情况，同时可分析各表计、各调速汽门开 关是否正常。 330. 高压汽轮机在（冲转后及并网后的加负荷）过程中，金属加热比较剧烈，特别是在低 负荷阶段更是如此。 331. 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。 332. 高加运行中，由于水侧压力（高于）汽侧压力，为保证汽轮机组安全运行，在高加水 侧设有（自动旁路保护装置） 。 333. 离心水泵有两种调节方式，一是改变管道阻力特性，最常用的方法是（节流法） ，二是 改变泵特性：改变水泵（转速） 。 334. 滑参数停机的主要目的是加速汽轮机（各金属部件冷却 ）利于提前检修。 335. 汽轮机保护动作跳闸时，联动关闭各级抽汽截止阀和（逆止阀） 。 336. 调速系统不稳定，不能维持空负荷运行时， （禁止）进行汽轮超速试验。 337. 上下汽缸温差过大，说明转子上下部分存在（温差） ，引起转子热弯曲。通常是上缸温 度（高于）下缸，因而上缸变形（大于）下缸，使汽缸（向上）拱起，汽缸的这种变形使下 缸底部径向间隙减小甚至消失，造成（动静摩擦） ，损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏 离正常时所在的平面的现象，使（轴向间隙）变化，甚至引起（轴向动静摩擦） 。 338. 汽温汽压下降， 通流部分过负荷及回热加热器 （停用） 则会使汽轮机轴向位移 ， （增大） 。 339. 当发现真空下降，应立即对照各(真空表)及（排汽温度表） ，确认真空下降后，根据下 降速度采取措施。 340. 表面式加热器按其安装方式可分为（立）式和（卧）式两种。 341. 单位（重量）液体通过水泵后所获得的（能量）称为扬程。 342. 离心泵的基本特性曲线有（流量――扬程）曲线、 （流量――功率）曲线、 （流量―― 效率）曲线。 343. 汽轮机油箱装设排油烟机的作用是排除油箱中的(气体)和 （水蒸汽） 这样一方面使 ， （水 蒸汽）不在油箱中凝结；另一方面使油箱中压力不（高于）大气压力，使轴承回油顺利地流 入油箱。 344. 凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被 （冷却成凝结水） 其比容急剧 ， （缩 小） ，使凝汽器内形成高度真空。 345. 轴封加热器的作用是加热凝结水，回收（轴封漏汽） ，从而减少（轴封漏汽）及热量损 失。 346. EH 油系统中有（四个）自动停机遮断电磁阀 20/AST；其布置方式是（串并联）布置。 347. 在汽轮机中根据汽封所处的位置可分为（轴端）汽封、 （隔板）汽封和围带汽封。 348. 汽轮机油中带水的危害有（缩短油的使用寿命）（加剧油系统金属的腐蚀）和促进油 ， 的（乳化） 。 349. 发现运行汽轮机胀差变化大， 应首先检查 （主蒸汽参数） 并检查汽缸膨胀和滑销系统， ， 综合分析，采取措施。350. 自动调节系统的测量单元通常由（传感器）和（变送器）两个环节构成 351. 汽轮机长期运行，在通流部分会发生积盐，最容易发生积盐的部位是（高压调节级） 。 352. 闪点是指汽轮机油加热到一定温度时部分油变为(气体)，用火一点就能燃烧，这个温度 叫做闪点，又称引火点，汽轮机的温度很高，因此闪点不能太低，良好的汽轮机油闪点应不 低于 180℃。油质劣化时，闪点会（下降） 。 353. 润滑油系统必须保持一定的油压，若油压过低，将导致润滑油膜（破坏） ，不但损坏轴 承还能造成动静之间摩擦恶性事故，因此，为保证汽轮机的安全运行必须装设（低油压）保 护装置。 354. 汽轮机停机后，盘车未能及时投入，或盘车连续运行中途停止时，应查明原因，修复 后先盘（180°）直轴后，再投入（连续盘车） 。 355. 汽轮机大修后，甩负荷试验前必须进行（高中压主汽门和调速汽门）严密性试验并符 合技术要求 356. 高、中压缸同时启动时蒸汽同时进入高中压缸冲动转子，这种方法可使高、中压缸的 级组分缸处加热均匀，减少（热应力） ，并能缩短（启动时间） 。缺点是汽缸转子膨胀情况较 复杂，胀差较难控制。 357. ＥＨ油再生装置、ＥＨ油再生装置由纤维过滤器和硅藻土过滤器两部分组成，作用去 除ＥＨ油中（杂质） ，及去除ＥＨ油中（水分和酸性物质） ，使ＥＨ油保持中性 358. 高压加热器自动旁路保护装置的作用是当高压加热器发生严重泄漏时,高压加热器疏水 水位升高到规定值时,保护装置（切断进入高压加热器的给水）,同时打开（旁路）,使给水通 过（旁路）送到锅炉,防止汽轮机发生水冲击事故。 359. 汽轮机轴瓦损坏的主要原因是（轴承断油） ；机组强烈振动；轴瓦制造不良； （油温过 高）（油质恶化） ； 。 360. 为防止汽轮机大轴弯曲热态启动中要严格控制（进汽温度）和轴封（供汽温度） ； 361. 运行中，如备用油泵联动，不得随意停止联动泵，应（查清原因）并在联锁投入状态 下停泵。 362. 泵进口处液体所具有的能量与液体发生汽蚀时具有的能量之差值称为（汽蚀余量） 。 363. 单位数量的物质温度升高或降低（1℃）所吸收或放出的热量称为该物质的比热。 364. 朗肯循环的主要设备是蒸汽锅炉、 （汽轮机）（凝汽器） 、 、给水泵四个部分 365. 离心泵工作时，叶轮两侧承受的压力不对称，所以会产生叶轮（出口侧）往（进口侧） 方向的轴向推力 366. 把汽轮机中（作过功的蒸汽）抽出，送入加热器中加热（o水） ，这种循环叫给水回热 循环。 367. 热力学第二定律说明了能量（传递）和（转化）的方向、条件和程度 368. 再热循环就是把汽轮机高压缸内已经作过部分功的蒸汽引入到锅炉的再热器，重新加 热，使蒸汽温度又提高到（初）温度，然后再回到（汽轮机）内继续做功，最后的乏汽排入 凝汽器的一种循环。 369. 朗肯循环效率取决于过热蒸汽的（压力） 、(温度）和排气压力。 370. 卡诺循环是由两个可逆的（定温）程和两个可逆的（绝热）过程组成。 371. 流体有层流和紊流，发电厂的汽、水、风、烟等各种流动管道系统中的流动，绝大多 数属于（紊流）运动。 372. 在有压管道中， 由于某一管道部分工作状态突然改变， 使液体的流速发生 （急剧变化） ， 从而引起液体压强的骤然（大幅度波动） ，这种现象称为水锤现象。 373. 水泵的允许吸上真空度是指泵入口处的真空（允许数值） 。因为泵入口的真空过高时， 也就是绝对压力过低时，泵入口的液体就会汽化产生汽蚀。汽蚀对泵的危害很大，应力求避免。 374. 高、低压加热器水位过高：会淹没铜管，影响（传热效果） ，严重时会造成（汽轮机进 水） 。水位过低：将部分蒸汽不凝结就会经疏水管进入下一级加热器（降低了）加热器效率。 375. 高压加热器的运行中应经常检查疏水调节门动作应（灵活）,（水位正常） 各汽、水 。 管路应无漏水、无振动。 376. 当凝汽器的真空提高时，汽轮机的可用热焓将受到汽轮机末级叶片蒸汽膨胀能力的限 制。当蒸汽在末级叶片中膨胀达到（最大值）时，与之相对应的真空称为极限真空。 377. 热冲击是指蒸汽与汽缸转子等金属部件之间，在短时间内有大量的热交换，金属部件 内（温差）直线上升，热应力（增大） ，甚至超过材料的屈服极限，严重时，造成部件损坏。 378. 当汽轮发电机组达到某一转速时，机组发生剧烈振动，当转速离开这一转数值时振动 迅速减弱以致恢复正常， 这一使汽轮发电机组产生剧烈振动的转速， 称为汽轮发电机转子的 (临界转速)。 379. 火力发电厂的汽水损失分（内部损失）和（外部损失） 。 380. 电磁阀属于（快速）动作阀。 381. 汽机旁路系统中低压减温水采用（凝结水） 。 382. 汽轮机高压交流油泵的出口压力应稍(小于)主油泵出口油压。 383. 当水泵的转速增大时，水泵的流量和扬程将（增大） 。 384. 给水泵装置在除氧器下部的目的是为了防止（汽蚀） 385. 在启动发电机定冷水系统前，应对定子水箱进行冲洗，直至（水质合格） ，方可启动水 泵向系统通水。 386. 泵的(qv-H 特性曲线)与管道阻力特性曲线的（相交点）就是泵的工作点 387. 蒸汽温度太低，会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度（增加） ，严重时会发生（水冲击） 。 388. 当高加故障时给水温度（降低）将引起主蒸汽温度（上升） 。 389. 液力联轴器是靠（泵轮）与（涡轮）的叶轮腔室内工作油量的多少来调节转速的。 390. 当蒸汽温度与低于蒸汽压力下的饱和温度的金属表面接触时，蒸汽放出（汽化潜热） ， 凝结成（液体） ，这种蒸汽与金属之间的换热现象叫凝结换热。 391. 热疲劳是指部件在交变热应力的（反复作用）下最终产生裂纹或破坏的现象。 392. 当汽轮发电机转速高于两倍转子第一临界转速时发生的轴瓦(自激)振动， 通常称为油膜 振荡。 393. 汽轮机单阀控制， 所有高压调门开启方式相同， 各阀开度 （一样） 特点是 ， （节流调节） 、 （全周进汽） 。 394. 凝汽器真空下降的主要象征为：排汽温度(升高)，端差(增大)，调节器门不变时，汽机 负荷(下降)。 395. 氢气的优点是氢气的（密度小） ，风扇作功所消耗的能量小。氢气的导热系数（大） ， 能有效地将热量传给冷却器。比较易制造。 396. 润滑油对轴承起（润滑）（冷却） 、 、清洗作用。 397. 滑参数启动是指汽轮机的暖管、 （暖机）（升速）和带负荷是在蒸汽参数逐渐变动的情 、 况下进行的。 398. 绝对压力小于当地大气压力的部分数值称为（真空） 。 399. 汽化潜热是指饱和水在定压下加热变成饱和蒸汽所需要的（热量） 。 400. 层流是指液体流动过程中，各质点的流线互不混杂，互不（干扰）的流动状态。 401. 流体的粘滞性是指流体运动时，在流体的层间产生内（摩擦力）的一种性质 402. 单元机组按运行方式可分为(炉跟机)、(机跟炉)、(协调)三种方式 403. 除氧器为（混合式）加热器，单元制发电机组除氧器一般通常采用(滑压运行)。404. 凝汽器最佳真空(低于)极限真空。 405. 润滑油温过低，油的粘度（增大）会使油膜（过厚） ，不但承载能力（下降） ，而且工 作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度（过低） ，以至（难以建立油膜） ，失去润滑作用。 406. 汽轮机振动方向分（垂直）（横向）和（轴向）三种。造成振动的原因是多方面的， 、 但在运行中集中反映的是轴的中心不正或不平衡、 油膜不正常， 使汽轮机在运行中产生振动， 故大多数是（垂直）振动较大，但在实际测量中，有时（横向）振动也较大。 407. 轴封间隙过大，使（轴封漏汽量）增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中， 使（油中带水） ，严重时造成（油质乳化） ，危及机组安全运行。 408. 采用喷嘴调节的多级汽轮机，其第一级进汽面积随（负荷 ）变化而变化，因此通常称 第一级为（调节级） 。 409. 汽轮机超速试验时，为了防止发生水冲击事故，必须加强对（汽压）（汽温）的监视。 、 410. 为确保汽轮机的自动保护装置在运行中动作正确可靠，机组在启动前应进行（模拟） 试验。 411. 热量是指依靠（温差）而传递的能量。 412. 汽轮机组停机后造成汽轮机进冷汽、 冷水的原因主要有主、 再热蒸汽系统； 抽汽系统） （ 、 （轴封系统）（凝汽器） ； ；汽轮机本身的（疏水系统） 。 413. 汽轮机为防止油中进水，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（轴封）进汽量，防止油中进水 414. 热工测量仪表与设备测点连接时，从设备测点引出管上接出的第一道隔离阀门称为仪 表（一次）门。 （二） 锅炉部分 415. 火力发电厂中的（ 空气 ） 、燃气 、和（ 烟气 ）可作为理想气体看待，而（ 水蒸 汽 ）应当做实际气体看待。 416. 单位数量的物质温度升高或降低 1℃，所吸收或放出的热量称为该物质的（ 比热 ） 。 417. 压力为（ 1 物理大气压 ）温度为（ 0 ）℃为时的状态称为气体的标准状态。 418. 根据过程中熵的变化可以说明热力过程是（ 吸热 ）还是（ 放热 ） 。 419. 焓熵图中的一点表示某一确定的（ 热力状态 ） ，某一线段表示一个特定的（ 热力 过程 ） 。 420. 水蒸汽在 T---S 图和 P---V 图上可分为三个区，即（ 未饱和水 ）区， 湿蒸汽 ） （ 区和（ 过热蒸汽 ）区。 421. 热力学第一定律的实质是（ 能量守恒 ）与（ 转换定律 ）在热力学上应用的一 种特定形式。 422. 大气压随时间、地点、空气的（ 湿度 ）和（ 温度 ）的变化而变化。 423. 液体在任意温度下进行比较缓慢的汽化现象叫（ 蒸发 ） 。 424. 水蒸汽的形成经过五种状态的变化，即（ 未饱和）水→（ 饱和 ）水→（ 湿饱和 ） 蒸汽→（ 干饱和 ）蒸汽→（ 过热 ）-蒸汽。 425. 过热蒸汽温度超出该压力下的（饱和）温度的（度数 ）称为过热度。 426. 1 千瓦时的功要由（3600 ）千焦的热量转变而来。 427. 采用中间再热循环的目的是降低汽轮机末级蒸汽（ 湿度 ） ，提高（ 热效率 ） 。 428. 干度等于（ 干饱和蒸汽 ）的质量与（ 整个湿蒸汽 ）的质量的比值。 429. 观察流体运动的两种重要参数是（ 流速 ）和（ 压力 ） 。 430. 在管道中流动的流体有两种状态，即（ 层流 ）和（ 紊流 ） 。 431. 流体在管道内的流动阻力分（ 沿程 ）阻力和（ 局部 ）阻力两种。 432. 一般情况下，液体的对流放热系数比气体的（ 大 ） ，同一种液体，强迫流动放热比自由流动放热（ 强烈 ） 。 433. 水蒸汽凝结放热时，其温度（ 保持不变 ） ，主要是通过蒸汽凝结放出（ 汽化潜热 ） 而传递热量的。 434. 水冷壁的传热过程是：烟气对管外壁（ 辐射换热 ） ，管外壁向管内壁（ 导热 ） ， 管内壁与汽水之间进行（ 对流放热 ） 。 435. 管道外部加保温层使管道对外界的热阻（ 增加 ） ，传递的热量（ 减少 ） 。 436. 锅炉受热面外表面积灰或结渣，会使管内介质与烟气热交换时的热量（ 减弱 ） ，因 为灰渣的（ 导热系数 ）小。 437. 过热器顺流布置时，由于传热的平均温差（小） ，所以传热效果（ 较差 ） 。 438. 煤的成分分析有（ 元素分析 ）和（ 工业分析 ）两种。 439. 表示灰渣熔融特性的三个温度分别叫（ 变形温度 t1 ）（ 软化温度 t2 ）和（ 融化 、 温度 t3 ） 。 440. 煤粉从进入炉膛到烧完，大致经历（ 着火前的准备 ）（ 燃烧 ） 、 、和（ 燃尽 ） 三个阶段。 441. 煤粉的品质主要指（ 煤粉的细度 ）（ 均匀性 ）和（ 水分 ） 、 。 442. 在出口门关闭的情况下，风机运行时间过长会造成（ 机壳过热 ） 。 443. 锅炉的强制通风分（ 负压通风 ）（ 平衡通风 ）（ 正压通风 ）三种方式。 、 、 444. 对给水泵的要求是： （ 给水可靠 ） ，当锅炉负荷变化调节水量时（ 给水压力 ）变 化应较小。 445. 水泵内进入空气将导致（ 气塞 ）或（ 管道冲击 ） 。 446. 离心泵启动前应（ 关闭 ）出口门， 开启 ）入口门。 （ 447. 停止水泵前应将水泵出口门（ 逐渐关小 ） ，直至（ 全关 ） 。 448. 水泵汽化的内在因素是因为（ 温度 ）超过对应压力下的（ 饱和温度 ） 。 449. 锅炉吹灰前应适当提高燃烧室（ 负压 ） ，并保持（ 燃烧 ）稳定。 450. 冲洗水位计时应站在水位计的（ 侧面 ） ，打开阀门时应（ 缓慢小心 ） 。 451. 除尘器的效率是除尘器中集下的灰量与进入除尘器（ 烟气中的灰量 ）之比的百分 数。 452. 电除尘器是利用（ 电晕放电 ）使烟气中的灰粒带电，通过（ 静电 ）作用进行分离 的装置。 453. 火力发电厂的除灰方式一般有（ 水力 ）除灰、 气力 ）除灰和（ 机械 ）除灰三 （ 种方式。 454. 风机在运行中发生振动、摩擦、撞击、发热，但未到危险程度，应首先（降低风机出 力 ）同时降低锅炉负荷，如振动、碰磨等现象不消失，则应停止风机运行。 455. 降低压缩空气湿度的措施有：保证空气（ 干燥装置 ）的正常投入外，并应对系统定 期（ 疏放水 ） 。 456. 处理磨煤机筒体煤多的方法一般是：减少（ 给煤量 ） ，或停止给煤机，增加（ 通 风量 ）抽粉，严重时停止磨煤机或打开人孔盖（ 清除 ）堵煤。 457. 提高蒸汽初压力时，汽轮机末级湿度相应（ 增大 ） 。 458. 燃油的物理特性包括（ 粘度 ）（ 凝固点 ）（ 闪点 ） 、 、 、和比重。 459. 油滴的燃烧包括（ 蒸发 ）（ 扩散 ） 、 、和（ 燃烧 ）三个过程。 460. 在同样温度和氧浓度条件下，燃烧全过程所需要的时间与油滴的直径的（ 平方根 ） 成正比。 461. 自然循环回路中，工质的运动压头（ 循环动力 ）与（ 循环回路高度 ）有关， 与下降管中的水的（ 平均密度 ）有关，与上升管中的汽水混合物的（平均密度）有关。462. 当汽包上半部壁温高于下半部壁温时， 上半部金属受 （轴向压应力） 下半部金属受 ， （轴 向拉应力） 。 463. 影响蒸汽压力变化速度的主要因素是： 负荷变化速度 ）（ 锅炉储热能力 ）（ 燃 （ 、 、 烧设备的惯性 ）及锅炉的容量等。 464. 汽压变化无论是外部因素还是内部因素，都反映在（ 蒸汽流量 ）上。 465. 当空气预热器严重堵灰时，其入口烟道负压（ 减小 ） ，出口烟道负压（ 增大 ） ， 炉压周期性波动。 466. 蒸汽监督的主要项目是（ 含盐量 ）和（ 含硅量 ） 。 467. 影响水位变化的主要因素是（ 锅炉负荷 ）（ 燃烧工况 ）（ 给水压力 ） 、 、 。 468. 锅炉启动点火前， 应进行不少于 5--10 分钟的通风时间， 以便彻底清除可能残存的 （ 可 燃气体 ） ，防止点火时（ 爆炸 ） 。 469. 锅炉发生严重缺水时， 此时错误的上水， 会引起水冷壁及汽包产生较大的 热应力 ） （ ， 甚至导致（水冷壁爆破 ） 。 470. 影响过热汽温变化的主要因素有（ 燃烧工况 ）（ 风量变化）（ 锅炉负荷 ） 、 、 、汽压 变化 、 给水温度 ）及减温水量等。 （ 471. 锅炉的蓄热能力（ 越大 ）保持汽压稳定能力越大。 472. 强化锅炉燃烧时，应先增加（ 风）量 ，然后增加（ 燃料）量 。 473. 主汽压的控制与调节以改变（ 锅炉蒸发量 ）作为基本的调节手段，只有在危急情 况或其他一些特殊情况下，才能用增减（ 汽机负荷 ）的方法来调节。 474. 中间储仓式制粉系统的特点是磨煤机的出力不受( 锅炉负荷 )限制， 磨煤机可以始终 保持自身的经济( 出力 )。 475. 国产新安装的锅炉投运前，锅炉过热器与省煤器作为一个整体应该进行以汽包工作压 力（ 1.25 ）倍水压试验；再热器系统进行以再热器进口压力（ 1.5 ）倍单独水压试验。 476. 部颁规程规定汽包上下及内外壁温差不超过 40 度，其目的是（ 防止汽包产生过大的 热应力 ） 。 477. 当外界负荷不变时，强化燃烧时汽包水位将会（ 先升后降 ） 。 478. 锅炉定期排污应该选择在（ 低负荷）时进行。 479. 炉膛压力低保护的作用是（ 防止炉膛内爆 ） 。 480. 进行超水压试验时，应将（ 安全门 ）和（ 就地云母水位计 ）隔离。 481. 炉底水封的作用主要有冷却（ 炉渣 ）和防止冷空气从冷灰斗漏入（ 炉膛 ） 。 482. 联箱的主要作用是（ 汇集 ） 、( 分配 )工质，消除( 热偏差 )。 483. 汽包是工质（ 加热 ）（ 蒸发 ）（ 过热 ）三个过程的连接枢纽，用它来保证锅炉 、 、 正常的水循环。 484. 汽水共腾是指炉水含盐量达到或超过（ 临界值 ） ，使汽包水面上出现很厚的泡沫层 而引起水位急剧(膨胀)的现象。 485. 为了保护过热器，在锅炉启动时蒸发量小于 10%额定值时，必须限制过热器入口烟温， 主要手段是限制（ 燃料量 ）或调整炉内( 火焰中心 )位置。 486. 锅炉汽包水位三冲量自动调节系统，把（ 蒸汽流量 ）作为前馈信号， 给水流量 ） （ 作为反馈信号进行粗调，然后把（ 汽包水位 ）作为主信号进行校正。 487. 锅炉迅速而又完全燃烧的条件是：要向炉内供给足够的（ 空气量 ） ，炉内维持足够 高的（ 温度 ） ，燃料与空气要良好（ 混和 ） ，还要有足够长的（ 燃烧时间 ） 488. 影响锅炉受热面积灰的因素主要有烟气 （ 流速 ） 飞灰 、 （ 颗粒度 ） 管束的 、 （ 结 构特性 ）和烟气和管子的（ 流向 ） 。 489. 锅炉停炉冷备用防锈蚀方法主要分为( 干式 )防锈蚀法和湿式，防锈蚀与( 气体 )防锈蚀。 490. 机组控制的方式主要有（ 炉跟机 ） 、机跟炉和（ 机炉协调控制 ） 、手动控制。 491. 煤粉越细， 总表面积越大， 接触空气的机会越多， 挥发份 )析出快， ( 容易( 着火 )， 燃烧完全。 492. 再热器汽温调节的常用方法有（ 烟气挡板 ）调节和（汽热交换器）调节、烟气再 循环调节、摆动燃烧器调节和（ 再热器减温水 ）调节。 493. 循环倍率是指进入到水冷壁管的（ 循环水量 ）和在水冷壁中产生的（ 蒸气量 ） 之比值。 494. 锅炉排污分为（ 定期 ）排污和（ 连续 ）排污两种。 495. 锅炉启动过程中，上水温度与汽包壁温差应不超过（28 ）℃，并保证上水后汽包壁温 大于（ 20 ）℃，否则应控制上水速度，并联系汽机运行人员提高上水温度。 496. 锅炉满水的现象 ：水位计指示（ 过高 ） ，给水流量不正常（ 大于 ）蒸汽流量， 蒸汽导电度（ 增大 ） ，过热汽温（ 下降 ） 。 497. 煤的发热量有( 高位 )发热量和( 低位 )发热量两种 。 498. 降低锅水含盐量的主要方法有提高（ 给水品质 ） 、增加（ 排污量 ）和采用分段 （ 蒸发 ） 。 499. 煤粉燃烧器按其工作原理可分（ 旋流式 ）和（ 直流式 ）两种。 500. 蒸汽温度太低，会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度（ 增加 ） ，严重时会发生（ 水冲 击 ） 。 501. 自然循环锅炉蒸发设备由（ 汽包 ）（ 水冷壁 ） （ 下降管 ） 、 、 、联箱及一些 连接管等部件组成。 502. 水冷壁损坏的现象：炉膛发生强烈响声，燃烧（ 不稳 ） ，炉膛负压变正，汽压、汽 温（ 下降 ） ，汽包水位（ 下降 ） ，给水流量不正常（ 大于 ）蒸汽流量，烟温（ 降 低 ） 。 503. 省煤器损坏的主要现象是：省煤器烟道内有（ 泄漏响声 ） 、排烟温度（ 降低 ） 、 两侧烟温、风温（ 偏差大 ） 、给水流量不正常地（ 大于 ）蒸汽流量，炉膛负压（ 减 小 ）等。 504. 为了防止停炉后汽包壁( 温差 )过大，应将锅炉上水至（ 最高水位 ） 。 505. 停炉后粉仓内尚有煤粉时，应（ 密闭 ）粉仓，并每小时检查一次粉仓（ 温度 ） ， 并作好记录。 506. 在外界负荷不变的情况下，燃烧减弱，汽包水位先（ 下降 ）后（ 上升 ） 。 507. 停炉熄火后保持（ 30％以上 ）的风量对锅炉通风（ 5 分钟 ）以后，停止送、引 风机。 508. 当汽机高压加热器投入后，将使给水温度（ 升高 ）引起过热蒸汽温度（ 降低 ） 。 509. 锅炉的化学清洗一般分为（ 酸洗 ）（ 碱洗 ）两种。 、 510. 水压试验是检查锅炉（ 承压 ）部件（ 严密 ）性的一种方法。 511. 为了保持受热面的（ 传热 ）效果，需定期清除壁上的（ 积灰 ） 。 512. 煤中的硫常以三种形态存在，即（ 有机硫 ）（ 硫化铁硫 ）（ 硫酸盐硫 ） 、 、 513. 减温器一般分为（ 表面式 ）和（ 混合式 ）两种。 514. 过热器的热偏差主要是受热面（ 吸热不均 ）和蒸汽（ 流量不均 ） 、及设计安装 时（ 结构不均 ）所造成的。 515. 细粉分离器堵塞的现象：排粉机电流（ 增大 ）汽压（ 升高 ） 。 516. 粗粉分离器堵塞的现象：粗粉分离器后负压（ 增大 ）回粉管锁气器动作（ 不正 常 ）煤粉细度（ 变粗 ）排粉机电流（ 减小 ） 。517. 磨煤机堵煤的现象：磨煤机进出口差压（ 增大 ） ，出口温度（ 下降 ） 。 518. 润滑油对轴承起（ 润滑 ）和（ 冷却 ） 、清洗等作用。 519. 燃料的工业分析基准有（ 应用 ）基、 （ 分析 ）基、 （ 可燃 ）基、干燥基四 种 520. 空气预热器的作用是利用锅炉尾部烟气的（ 余热 ）加热燃烧用的（ 空气 ） 。 521. 省煤器的作用是利用锅炉尾部烟气的（ 余热 ）加热锅炉（ 给水 ） 。 522. 按工作原理分类，风机主要有（ 离心式 ）和（ 轴流式 ）两种。 523. 省煤器吸收排烟余热，降低（ 排烟 ）温度，提高锅炉（ 效率 ） ，节约燃料。 524. 膨胀指示器一般装在（ 联箱 ）（ 汽包 ）（ 管道 ）上。 、 、 525. 磨煤机按转速可分为三类： 低 ）速磨煤机、 中 ）速磨煤机、 高 ）速磨 （ （ （ 煤机。 526. 自然循环锅炉水冷壁引出管进入汽包的工质是（ 汽水混合物 ） 。 527. 煤粉气流着火点过迟会使火焰中心（ 上移 ） ，可能引起炉膛上部( 结焦 )。 528. 锅炉“四管”有（ 水冷壁 ）（ 省煤器 ）（ 过热器 ）（ 再热器 ） 、 、 、 。 529. 水的硬度分为( 暂时 )硬度和( 永久 )硬度。 530. 锅炉的蒸汽参数一般指锅炉出口处蒸汽的（ 压力 ）和( 温度 )。 531. 火力发电厂中的锅炉按水循环的方式可分为（ 自然 ）循环锅炉、 强制 ）循环 （ 锅炉和（ 直流 ）锅炉等三种类型。 532. 当高加故障时给水温度（ 降低 ）将引起汽温（ 上升 ） 。 533. 锅炉停止上水后，应开启省煤器（ 再循环门 ） 。 534. 烟道再燃烧的主要现象是：炉膛负压和烟道负压（ 失常 ） ，排烟温度（ 升高 ） ， 烟气中氧量（ 下降 ） ，热风温度、省煤器出口水温等介质温度（ 升高 ） 。 535. 蒸汽流量不正常地小于给水流量 ，炉膛负压变正，过热蒸汽压力降低说明（ 过热器 泄漏） 。 536. 锅炉一次风是用来输送并（ 加热 ）煤粉的，二次风用来（ 助燃 ）的。 537. 磨煤机通常是靠： 撞击 ）（ 挤压 ） （ 、 、或（ 碾磨 ）的作用将煤磨成煤粉。 538. 当压力管路上的阀门迅速( 关闭 )或水泵突然( 启动 )运行时，使管路压力显著 ( 升高 )，可发生正水锤现象。 539. 液力联轴器是靠（ 泵轮 ）与（ 涡轮 ）的叶轮腔室内工作油量的多少来调节转 速的。 540. ( 实际 )空气量与( 理论 )空气量的比值称为过量空气系数。 541. 炉膛火焰窥视器常采用（ 压缩空气 ）来冷却和吹扫。 542. 水冷壁结渣会影响水冷壁的（ 吸热 ）使锅炉蒸发量（ 降低 ） ，而且会使过热、 再热汽温（ 升高 ） 。 543. 锅炉点火前的吹扫工作是维持正常送风量的( 30% )以上，吹扫（5）分钟。 544. 油枪点燃后，应根据其燃烧情况调整其（ 助燃 ）风量，要经常监视（ 油压 ） 、 （ 油温 ） ，保持燃烧良好。 545. 在锅炉热态启动时，应严密监视各受热面（ 管壁 ）温度，防止（ 超温 ） 。 546. 减负荷过程中要加强水位调整，保持（ 均衡 ）上水，并根据负荷下降程度，及时 切换（ 给水泵 ）及（ 给水 ）管路运行。 547. 负荷增加时，对流过热器汽温随负荷增加而（升高） ，辐射过热蒸汽温度随负荷增加而 （降低） 。 548. 锅炉点火初期，加强水冷壁下联箱放水，其目的是促进（ 水循环 ）使受热面受热 （ 均匀 ）以减小汽包（ 壁温差 ） 。549. 当锅炉火焰中心位置上移时，炉内辐射吸热量(减少)，过热汽温(升高)。 550. 防止制粉系统爆炸的措施有清除系统(积粉)，消除(火源)，执行定期(降粉)制度和烧空 (煤粉仓)制度，控制磨煤机(出口)温度等。 551. 停炉后为了防止煤粉仓自燃，应关闭所有( 挡板 )和吸潮管( 阀门 )，密闭粉仓。 552. 在锅炉蒸发量不变的情况下，给水温度降低时，过热蒸汽温度( 升高 )，其原因是 ( 燃料 )量增加。 553. 当发现转机轴承的温度升高较快时，应首先检查( 油位 )，( 油质 )和轴承( 冷却 水 )是否正常。 554. 引风机运行中产生振动常见原因是：叶片( 积灰 )或( 磨损 )引起的不平衡。 555. 管式空气预热器内走( 烟气 )，管外走( 空气 )。 556. 风机在不稳定区工作时，所产生的( 压力 )和( 流量 )脉动现象称为喘振。 557. 影响排烟损失的主要因素是排烟( 温度 )和排烟量。 558. 锅炉定期排污前，应适当保持较( 高 )水位，且不可( 两点 )同时排放，以防止低 水位事故。 559. 给水流量不正常地( 大于 )蒸汽流量，炉膛( 负压 )变化大，过热蒸汽压力降低， 说明过热器损坏泄漏。 560. 煤粉细度是指煤粉经过专用筛子筛分后， 残留在筛子( 上面 )的煤粉质量占筛分前煤 粉( 总质量 )的百分数值。 561. ( 绝对 )压力小于( 当地 )大气压力的那部分数值称为真空。 562. 在液体( 内部 )和( 表面 )同时进行强烈汽化的现象称为沸腾。 563. 一定压力下，液体加热到一定温度时开始( 沸腾 )，虽然对它继续加热，可其( 沸 点 )温度保持不变，此时的温度即为饱和温度。 564. 当金属在一定温度下长期承受外力，即使金属的应力低于该温度下的( 屈服点 )，金 属也会发生( 永久 )性变形，这种现象称为金属蠕变。 565. 高位发热量是指燃料在( 完全 )燃烧时能释放出的全部化学热量， 其中包括烟气中水 蒸汽已凝结成水所放出的( 汽化潜热 )。 566. 过剩空气系数( 实际 )空气供给量与( 理论 )空气需要量之比。 567. 锅炉效率是指( 有效 )利用热量占( 输入 )热量的百分数。 568. 制粉系统的干燥出力是指在单位时间内将煤由( 原煤 )水分干燥到( 煤粉 )水分 的原煤量。 569. 煤的可磨性系数指在风干状态下将同一重量的标准煤和试验煤， 由相同的(粒度)磨碎到 相同的的( 细度 )时所消耗的能量之比。 570. 汽温过高不但加快了金属材料的( 蠕变 )，还会使过热器、蒸汽管道和汽轮机的高压 部件等产生额外的( 热应力 )，( 缩短 )设备的使用寿命 571. 制粉系统主要有( 直吹 )式和( 中间储仓 )式两种类型，它的运行好坏，将直接影 响到锅炉的( 安全性 )和经济性。 572. 中储式制粉系统可分为( 乏气 )送粉系统和( 热风 )送粉系统两种类型。 573. 再循环风是控制干燥剂温度、协调( 磨煤 )风量与( 干燥 )风量的手段之一，它的 主要作用是增大系统( 通风量 )，调节磨煤机( 出口温度 )，提高磨煤( 出力 )。 574. 离心式粗粉分离器调节煤粉细度的方法一般有三种：改变可调( 折向挡板 )的角度； 调整磨煤机的( 通风量 )；调节( 活动套筒 )的上下位置。 575. 细粉分离器的作用是将( 风粉混合物 )中的煤粉分离出来储存在( 煤粉仓 )中。 576. 各种压力容器安全阀应定期进行( 校验 )和( 排放 )试验。 577. 禁止在压力容器上随意( 开孔 )和( 焊接 )其他构件。578. 省煤器和空气预热器烟道内的烟气温度( 超过 )规定值时应立即停炉。 579. 当锅炉灭火后，要立即( 停止 )燃料供给，严禁用( 爆燃法 )恢复燃烧。 580. 粉仓、( 输粉机 )的吸潮管应完好，管内通畅无阻 ，运行中粉仓要保持适当的( 负 压 )。 581. 根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓( 温度 )测点和温度报警装置，并定期进行 ( 校验 )。 582. 对于过热器出口压力为 13.5Mpa 及以上的锅炉， 其汽包水位计应以( 差压式 )水位计 为基准，汽包水位信号应采用（三选中值）的方式进行优选。 583. 发现汽水管道泄漏轻微时可继续( 监视 )运行，请示值长停炉处理；严重损坏时并威 胁人员与设备安全时应( 紧急停炉 )。 584. 减温器喷嘴堵塞时，堵塞侧汽温不正常地( 升高 )，两侧汽温差值( 增大 )，减温 水量( 偏小 )。 585. 减温器套管损坏时，损坏侧汽温不正常地( 下降 )，两侧汽温差( 增大 )，严重时 减温器发生( 水冲击 )。 586. 锅炉的信号系统有两种，一种是( 热工 )信号系统，一种是( 电气 )信号系统。 587. 在燃烧过程中，未燃烧的固体可燃物随( 飞灰 )和( 炉渣 )一同排出炉外而造成的 热损失叫机械不完成热损失。 588. 运行中吸风机出力不足的原因有：炉膛、烟道、除尘器及制粉系统大量( 漏风 )，锅 炉受热面烟道及除尘器( 堵灰 )严重等。 589. 为防止锅炉低温受热面腐蚀，锅炉运行中采用( 低氧 )燃烧，同时要注意提高空气预 热器金属壁温度。 590. 超温是指运行而言， 过热是指爆管而言， 超温是过热的( 原因 )， 过热是超温的( 结 果 )。 591. 锅炉运行时汽压变化与蒸汽流量变化方向( 相反 )时是外扰，变化方向( 相同 )时 是内扰。 592. 中储式制粉系统中粗粉分离器的工作原理分为( 重力 )分离，( 惯性 )分离，( 离 心 )分离三种。 593. 煤粉具有( 流动 )性、 自燃和爆炸 )性、 可燃 )性、 吸附 )性等物理性质 。 ( ( ( 594. 火力发电厂燃用的煤种是按煤的可燃基挥发分