汽轮机技术监督标准规范知识题库

第三章 标准规范知识

1.1 名词解释

1）额定蒸汽参数

合同中规定的汽轮机蒸汽参数，通常包括主蒸汽、再热蒸汽、排汽、抽汽参数等。 2）节流损失

由于节流作用引起的蒸汽压力下降而造成的能量损失。 3）额定功率或铭牌功率（TRL）

是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8kPa绝对压力，补给水率3％及回热系统正常投入条件下，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，供方能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因数、额定氢压（氢冷发电机）下发电机端输出的功率。

4）热耗率

外界输入循环的热量与输出功率之比，是热效率的倒数。 5）定压运行（constAnt-pressure operAtion）

汽轮机运行时，主蒸汽压力保持基本恒定，用改变调节（汽）阀开度的方式来调整负荷。

6）滑压运行（sliding-pressure operAtion）

运行时用改变主蒸汽压力来改变负荷，各调节（控制）阀同步动作均保持在其全开位置上。

7）亚临界汽轮机(subcriticAl pressure turbine)

主蒸汽压力接近于临界压力（一般高于16.0MPa，又低于临界压力22.1MPa）的汽轮机。

8）超临界汽轮机（supercriticAl pressure turbine）

主蒸汽压力高于临界压力（一般高于24.0MPa，低于28.0MPa）的汽轮机。 9）超超临界汽轮机（ultrA supercriticAl turbine）

主蒸汽压力达到28.0MPa以上，或主蒸汽温度或/和再热蒸汽温度为593℃及以上的超临界汽轮机。

10）凝汽器热负荷（condenser duty； condenser loAd）

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单位时间内凝汽器中的蒸汽和疏水等传给冷却水的热量。 11）极限真空（limiting vAcuum）

随着真空的提高，汽轮机功率开始不再增加时的真空。 12）除氧器定压运行（fixed pressure operAtion of deAerAtor） 无论机组负荷高低，除氧器压力始终维持为定值的运行方式。 13）除氧器滑压运行（sliding pressure operAtion of deAerAtor） 除氧器压力随机组负荷的变化而变化的运行方式。 14）转速不等率(speed governing droop)

当机组调速系统的整定值不变，在额定参数下，负荷从零到额定值所对应的转速变化，除以额定转速的百分率表示。从空负荷到额定负荷,汽轮机的转速由n2降到n1，该转速变化值与额定转速n0之比称为转速不等率．转速不等率过大，在甩负荷时容易超速。所以，从另一角度来说，转速不等率是用来表征汽轮机转速与功率的对应关系。

1.2 判断题

判断下列各题的描述是否正确，在你认为正确的题后括号内打“√”，认为错误的题后括号内打“3”。

1）汽机油系统可以使用铸铁阀门。（×）

2）汽轮机油系统严禁使用铸铁、铸铜阀门。（√）

3）汽机油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。（√） 4）汽机油系统法兰可以使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。（3） 5）禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进时焊接时，不必采取任何措施。（3）

6）汽机油系统事故排油阀其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方。（√） 7）汽机油系统设备或管道损坏漏油的，可以带压处理。（3） 8）事故放油阀手轮应在底部。（3）

9）可以采用拆油表接头方法来泄放油系统内的空气。（3）

10）汽轮机油系统设备或管道损坏漏油，凡不能与系统隔绝或热力管道渗入油的，应立即停机处理。 （√）

11）汽机油系统水平管道各阀门不得（垂直）安装。（√）

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12）超速保护不能可靠动作时，机组可以监视启动和运行。（×） 13）转速表显示不正确或失效时，禁止机组启动。（√）

14）在油质及清洁度不合格的情况下，经领导同意，采取措施，机组可以启动。（3） 15）在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，采取措施，机组可以启动。（3）

16）机组甩负荷后,应能将机组转速控制在正常运行转速以下。（3）

17）正常停机时，在打闸后，先检查有功功率到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列。（√）

18）机组冷态启动带25%额定负荷（或按制造要求)，运行后立即进行超速试验。（3）

19）超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。（√）

20）汽轮机调节系统经重大改造后的机组，不能进行甩负荷试验。（3） 21）运行100k小时以上的机组，每隔3～5年应对转子进行一次检查。（√） 22）运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。（√）

23）汽轮机启动、停机过程中，轴振、瓦振保护系统可不投入。（3）

24）机组启动时，大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的±0.02mm。（√）

25）机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm，应打闸停机。（√） 26）机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.260mm，应立即打闸停机。（√）

27）机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除。（√）

28）机组运行中轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动突然变化±0.05mm，应打闸停机。（3）

29）机组运行中当轴承振动突然增加0.05mm，应打闸停机。（√） 30）机组运行中当相对轴振动大于0.260mm，应立即打闸停机。（√）

31）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃，应打闸停机。（√）

32）机组启动和运行中，主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过

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额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。（√）

33）机组运行中，高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃，应打闸停机。（√）

34）根据缸温选择轴封供汽汽源，以使供汽温度与汽缸金属温度相匹配。（√） 35）一停机，就可以停止轴封供汽。（3）

36）机组热态启动，应先向轴封供汽，再抽真空。（√） 37）机组冷态起动，应先向轴封供汽，再抽真空。（3） 38）疏水联箱的标高应不高于凝汽器热水井最高点标高。（3）

39）凝汽器的高水位报警，应在机组正常运行和停机后均能正常投入。（√） 40）在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。（√）

41）在机组启动或低负荷运行时，不准投入再热蒸汽减温器喷水。（√） 42）汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。（√）

43）锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验可以同时进行。（3） 44）机组起动前，若盘车中断，应重新计时。（√） 45）当正常盘车盘不动时，可以用吊车强行盘车。（3）

46）盘车中汽封摩擦严重时，停止盘车并将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。（√）

47）当润滑油压降至0.03MPa时，停盘车。（√）

48）DL/T892-2004电站汽轮机技术条件规定：汽轮机应能在97％～101％的额定转速下持续运行而没有持续时间和出力限制。（√）

49）DL/T892-2004电站汽轮机技术条件规定：在任何12个月的运行期中，汽轮机进口的平均主蒸汽压力不应超过额定压力。为保持此平均值，主蒸汽压力不应超过额定压力的105％，偶然出现不超过120％额定压力的波动是许可的，但是这种波动在任何12个月的运行期中累计不得超过12h。（√）

50）DL/T892-2004电站汽轮机技术条件规定：在正常运行时，环境温度为27℃时，保温层或罩壳表面温度不应超过50℃。（√）

51）4. DL/T 932-2005-2005凝汽器与真空系统运行维护导则：高压水射流清洗凝汽器应严格控制清洗水工作压力，一般情况下，清洗水工作压力应为25MPa-40MPa，

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最大不超过管材屈服极限的0.8倍。（3）

52）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》适用于火力发电厂的汽轮机，不适用于核电汽轮机。（√）

53）标准DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》建议采取的措施主要是用于防止水和冷蒸汽对火力发电厂的汽轮机造成的损坏。（√）

54）汽轮机及汽、水系统的设计、控制和运行不必考虑对汽轮机在各种不同的工况下运行时，可能造成汽轮机进水和冷蒸汽的系统和汽轮机本体的不正常积水。（3）标准DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.1.1

55）机组具有完善的疏水排放系统，在各种不同的工况下，不仅能将储存在汽轮机和管道内的所有疏水排除，而且当发现不正常的积水时，能采用手动或最好采用自动控制方式将其隔离并排出。（√）标准DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.1.3

56）疏水管道的安装，应保证在各种不同工况下都有朝着终点万向具有连续的疏水坡度，不应有低点或比排出端接口标高还要低的管段。如果为满足管道热补偿要求，需设置补偿管段，则该管段应位于在水平方向或垂直方向有坡度的平面内。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.2.2

57）防进水保护的仪器仪表、报警和控制系统经可靠性检查验收后，才允许汽轮机进行启动和运行。如发现异常现象，禁止启动汽轮机。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.3.3

58）汽轮机任何一对进水检测热电偶指示上、下缸金属温差超过规程规定的限值时，应先进行超限制报警，可维持机组运行，但要迅速找出水源进行隔离，如果金属温度继续超限，达到对应事故停机值，应立即停机。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.3.4

59）动力疏水阀前或后安装有手动截止阀时，手动截止阀处于全开状态。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.3.7

60）停机后，检查各减温水阀门是否关闭严密，有关防进水保护系统的报警、信号可以解除。（3）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》3.3.8

61）对汽包式锅炉的汽包设置可靠的水位计，在汽包出现高水位和超高水位时报警。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.1.1

62）直流锅炉的汽水分离器后采用两套独立的防止汽轮机进水的系统。（√） DL/T

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834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.1.3

63）减温水喷水调节阀和截止阀构成防止喷水进入主蒸汽系统或冷段再热汽管道的两套保护。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.2.2

64）在喷水调节阀和截止阀之间装设手动疏水阀，用以定期检查截止阀泄漏情况。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.2.3

65）过热减温水和再热减温水的截止阀在任何情况下均不设置旁路。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.2.3

66）启动旁路系统蒸汽入口尽量远离汽轮机主汽门前。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.3.1

67）旁路减温水调节阀应串联装设一个动力操作的截止阀，该阀能严密关闭，以防止调节阀泄漏。而且具有备用功能，以便当调节阀需要关闭，或失灵时将喷水关断。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.3.4

68）减温水调节阀和截止阀之间装设手动疏水阀，作为定期检验截止阀泄漏情况的手段。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.3.6

69）锅炉出口到汽轮机主汽门之间的主蒸汽管道，每个最低点处均设置疏水点。（√） DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.4.1

70）主蒸汽管道疏水，不应与锅炉的任何疏水管或联箱连接。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.4.6

71）主蒸汽管道上每一疏水管均串联装设两个阀门，至少应有一个由主控制室内控制装置进行动力操作，另一个阀门采用手动操作，正常情况下，该阀门均通过闭锁或其他方法使其保持开启状态。另外，在每一疏水管上，设计一个疏水温度测点。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.4.6

72）大量的汽轮机进水事故是因冷段再热管道有水所致。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.5.1

73）冷再热管道的每一疏水罐或疏水筒至少设有三个水位开关。（3）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.5.4（至少设有两个水位开关）

74）为了监测积水，可以在高压缸排汽口的冷段再热垂直管上与冷段再热管最低点，分别装设一支热电偶，根据这两支热电偶的温差来判断管道中是否有水存在。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.5.4

75）在高压外缸、中压外缸、高中压缸排汽区、低压缸应设疏水的部位，如已设

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有抽汽口，可以不再设置疏水点，可由相应部位抽汽管道第一个阀门前疏水取代。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.7.4

76）在汽轮机的高压缸和中压缸上应装设检测进水用的热电偶。这些热电偶沿轴向分几个截面成对地安装在外缸顶部和相应的底部，同时有温差大报警。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》4.7.10

77）冷段再热蒸汽管上的疏水罐或疏水筒反复出现高水位是有问题的预兆，运行人员应查明引起这种情况的原因井做必要的调整。（√）DL/T 834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》5.2.1

78）调节系统转速不等率为δ为3%～6%，一般取4%。（3）DL/T 711-1999《汽轮机调节控制系统试验导则》（调节系统转速不等率δ为 3%～6%，一般取 4%～5%）

79）凝汽器是火力发电厂凝汽式机组的关键设备，其性能直接影响机组的热经济性。（√）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》前言

80）表面式凝汽器运行性能试验规定了三种类型的试验。（3）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》4.17.1（规定了四种类型的试验）

81）表面式凝汽器传热试验应测量凝汽器压力、冷却水进出口温度、冷却水流量、凝汽器清洁度等四个参数。（√）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》4.17.2

82）凝汽器传热试验的目的是为了确定凝汽器试验、设计、合同保证和其它规定工况下的总体传热系数，根据总体传热系数，可以确定在设计或其它工况下的凝汽器压力。（√）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》4.17.2

83）凝汽器压力测量时，每一个压力测点都可连接专门的压力测量装置。（√）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》5.3.1.2

84）凝汽器压力测量时，也可用总管将一个单独的测量装置连接到多个测点上。（√）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》5.3.1.2

85）可以同时将几个压力测点通过总管连接到一个测压装置上测得平均压力读数。（3）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》5.3.1.2

86）凝汽器压力测量的最大不确定度为±0.34kPa，宜使用0.2精度等级的绝对压力变送器。（3）DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》5.3.1.3（最大不确定度为±0.34kPa，宜使用0.1精度）

87）DL/T 1051-2007《电力技术监督导则》规定了发电企业的监督项目有九项。

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（3）DL/T 1051-2007《电力技术监督导则》4.3

88）火电机组机组在设计和安装时，应设置必要的热力试验测点，以保证对机组投产后进行经济性测试和分析，并保证热力性能试验数据的完整性和准确性。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.1.6

89）火力发电企业在试生产阶段应进行的节能试验项目包含至少10项。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.1.8

90）汽轮机经济技术指标包括17项。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.1.8

91）对于湿冷机组，100MW及以下机组的真空下降速度不大于400Pa/min。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.12

92）对于湿冷机组，100MW以上机组的真空下降速度不大于270Pa/min。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.12

93）对于空冷机组，300MW及以下机组的真空下降速度不大于100Pa/min。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.12（300MW以上机组的真空下降速度不大于100Pa/min）

94）对于空冷机组，300MW以上机组的真空下降速度不大于130Pa/min。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.12（300MW及以下机组的真空下降速度不大于130Pa/min）

95）在冷却塔热负荷大于90%的额定负荷、气象条件正常时，夏季测试的冷却塔出口水温不高于大气湿球温度9℃。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.15（夏季测试的冷却塔出口水温不高于大气湿球温度7℃。）

96）当循环水温度大于14℃小于30℃时，凝汽器端差不大于9℃。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.13（当循环水温度小于或等于14℃时，凝汽器端差不大于9℃，当循环水温度大于14℃小于30℃时，凝汽器端差不大于7℃，当循环水温度大于或等于30℃时，凝汽器端差不大于5℃）

97）当循环水温度大于或等于30℃时，凝汽器端差不大于7℃。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.13

98）当循环水温度小于或等于14℃时，凝汽器端差不大于9℃。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.13

99）当环境温度不高于25℃时，热力设备、管道及其附件的保温结构外表面温度

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不应超过50℃。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.8

100）当环境温度高于25℃时，保温结构外表面温度与环境温度的温差不大于27℃。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.8（温差不大于25℃。）

101）6KV及以上电动机应配备电能计量装置，电能表精度等级不低于1.0级。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.3.2

102）向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置必要的热能计量装置。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.4.1

103）热能计量仪表的配置应结合热平衡测试的需要，二次仪表应定期校验并有合格的检测报告。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.4.2

104）一级热能计量（对外供热收费的计量）的仪表配备率、合格率、检测率和计量率均应达到95%。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.4.2（一级热能计量应达到100%）

105）二级热能计量（各机组对外供热及回水的计量）的仪表配备率、合格率、检测率均应达到95%以上，计量率应达到90%。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.4.2

106）三级热能计量（各设备和设施用热、生活用热计量）也应配置仪表，计量率应达到85%。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.4.2

107）电厂应有完整的热能计量仪表的详细资料（一次元件设计图、流量设计计算书、二次仪表的规格、精度等级等），电厂应有合格的定期校验报告。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.4.3

108）水量仪表的配置应结合水平衡测试的需要，二次仪表应定期校验并有合格的检测报告。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.5.2

109）一级用水计量（全厂各种水源的计量）的仪表配备率、合格率、检测率和计量率均应达到95%。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.5.2（一级用水计量应达到100%）

110）二级用水计量（各类分系统）的仪表配备率、合格率、检测率均应达到95%，计量率应达到90%。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.5.2

111）三级用水计量（各设备和设施用水、生活用水计量）也应配置仪表，计量率应达到85%。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.5.2

112）水表的精度等级不应低于1.0级。（3）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》

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6.3.5.2（水表的精度等级不应低于2.5级）

113）水量计量仪表通常为超声波流量计、喷嘴或孔板流量计、叶轮流量计等，电厂应有计量仪表的详细资料（图纸、流量设计计算书、二次仪表的规格、精度等级等）。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.3.5.3

114）在对凝汽器清洗时，通常可采用胶球在运行中连续清洗凝汽器法、运行中停用班组凝汽器轮换清洗法或停机后用高压射流冲洗机逐根管子清洗等方法。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.2.4.2

115）高压加热器启停时应严格按规定控制温度变化速率，防止温度急剧变化。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.4.2.6

116）在一个A级检修期内应开展冷却水塔、空冷塔和空冷凝汽器的冷却能力试验，有条件时宜开展冷却水塔的性能试验。（√）DL/T 1052-2007《节能技术监督导则》6.5.4.6

117）绝对压力大于0.1MPa的抽汽管道及汽轮机高压排汽管上应设有快速关闭的气/液动止回阀，至除氧器抽汽应配置2个串联的止回阀，止回阀气缸应侧装。（√）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》6.1.8

118）汽轮机监造过程中，监造单位不必定期出具书面报告，结束后，及时提供出厂验收报告和监造总结。（3）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》6.1.8

119）一次性安装油管和套装油管路安装时，必须做水压试验。（3）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》8.1.14

120）油循环冲洗对象应包括厂家供货油管道、非厂家供货油管道、设备及设备附属管道，其冲洗方法可参照厂家技术文件或相关标准。（√）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》8.1.15

121）安装时，高压加热器在制造厂监造时水压试验合格签证书可作为现场试验试验的依据，不宜再进行试验，以利防腐。（√）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》8.1.19

122）汽轮机汽缸保温应使用良好的保温材料，严禁使用石棉制品。（√）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》8.1.20（要用硅酸铝纤维毯等）

123）启动调试分为分部试运调试与整套启动调试。其中分部试运中的分系统调试与整套启动试运的调试工作应由具有资质的同一调试单位独立承担。（√）DL/T 1055-2007《发电厂汽轮机技术监督导则》9.1.7

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/xl3t.html