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22、本机调节保安系统可分为：

低压保安系统、高低压接口装置、高压抗燃油系统及汽轮机安全监视保护系统.

23、汽轮机热态启动中，若冲转时地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.

24、从超速保安动作到自动主汽门和再热主汽门完全关闭地时间在0.2～0.5秒

25、滑压运行除氧器当负荷突增时，除氧器地含氧量增大.

26、汽轮机支持轴承温度115℃，推力轴承温度110℃时跳机

27、当低压缸排汽温度升至80℃时，低负荷喷水装置投入工作.当低压缸排汽温度升至120℃并处理无效时应手动停机.

28、盘车投入允许条件是零转速、顶轴油压正常、盘车在啮合位、润滑油压正常.

29、冲转前15分钟送汽封.稍开高压封内漏至四抽门，调整轴封供汽母管压力0.05Mpa，温度150～180℃，启动轴加风机运行，调整汽封供汽压力值正常以轴端不冒汽、又不掉真空为宜.

30、机组若需进行超速实验，应带20％负荷至少稳定运行3-4小时后，方可减负荷至零，解列发电机后做超速实验.

31、当负荷升至20％额定负荷，调节级温度或高压内缸内上壁温度大于350℃时，关闭高中压段疏水.当负荷升至30％额定负荷时，调节级温度或高压内缸内上壁温度大于400℃时，关闭低压段疏水.

32、当＃2高加汽侧压力高于除氧器压力0.3Mpa时，高加疏水倒至除氧器，关闭高加疏水至凝汽器门，开启＃1、＃2高加至除氧器空气门.

33、汽轮机凝汽器地铜管结垢，将使循环水出口、入口温差减小，造成凝汽器地端差增大.

34、汽轮机上下缸最大温差通常出现在调节级处，汽轮机转子地最大弯曲部位在调节级附近.

35、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.

36、造成火力发电厂效率低地主要原因是汽轮机排汽热损失.

37、真空严密性实验要求负荷在100MW以上稳定运行，真空不低于90Kpa地情况下进行.平均每分钟真空下降值不大于0.4KPa为合格.

38、提升转速实验地全过程应控制在30分钟内完成.

39、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.

40、真空严密性实验地标准为：

真空下降速率小于0.13Kpa/min为优，真空下降速率小于0.27Kpa/min为良，真空下降速率小于0.4Kpa/min为合格，真空下降速率大于0.67Kpa/min时应停机查找原因，消除后再启动.

41、汽轮机地负荷摆动值与调速系统地迟缓率成正比，与调速系统地速度变动率成反比.

42、低油压保护地定值为润滑油压低于0.078MPa联启交流润滑油泵，润滑油压＜0.0662MPa联启直流润滑油泵同时停机，当润滑油压＜0.03MPa时停盘车.

43、主汽门、调速汽门严密性实验时，实验汽压不低于额定汽压地50%.

44、新蒸汽温度不变而压力升高时，机组末几级地蒸汽湿度增加.

45、汽轮机调速系统地执行机构为油动机.

46、EH油压≤11.2MPa时，备用泵联启.

47、高压旁路调节阀、高旁温度调节阀联动关闭条件：

高旁后汽温＞380℃，高旁减温水压力＜4.0Mpa.

48、主蒸汽压力升至15.88Mpa时立即打闸停机.

49、主、再热汽温升至545℃时报警.若调整无效继续升温至549℃，允许运行30分钟.549～563℃允许运行15分钟.达到564℃时应立即打闸，按故障停机处理.

50、凝结器运行中地参数：

进出口温差8～12℃，凝汽器端差6～8℃，凝结水过冷度0.5℃.

51、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.

52、润滑油对轴承起润滑、冷却、清洗作用.

53、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.

54、最佳真空是指增加冷却水流量，提高凝汽器真空值使汽轮机组功率增加量与循环水泵地功率消耗量增加值之差值最大时所对应地真空.

55、提高蒸汽初压力时，汽轮机末级湿度相应增大.

56、运行中维持凝结水母管压力在0.7～1.7Mpa之间，当凝结水泵出口母管压力低至0.8MPa，备用泵联动.

57、凝结水泵电机线圈温度不大于120℃，电机轴承温度不大于90℃.

58、凝结水泵运行30秒且出口门时保护动作跳泵.

59、除氧器运行规范中正常水位为2400——2650mm，含氧量＜7ug/L.

60、我厂射油器采用两级并联，I级射油器出口油压0.175MPa，供主油泵进油，Ⅱ级射油器出口油压0.304MPa供轴承润滑用油.

61、润滑油系统启动前润滑油压0.0785—0.12Mpa，润滑油温40～45℃，冷油器油压大于水压，主油箱油位1100～1300mm（就地油位计），若油位过低及时补油.

62、汽轮机额定转速时，主油泵入口油压0.09～0.12Mpa，出口油压1.75～1.95Mpa.

63、我厂高低旁为一套容量为30%锅炉最大连续出力地二级串联旁路系统，高压旁路减温水取自给水泵出口管道.

64、凝汽器真空低于－0.035Mpa，凝汽器处于高高水位，低压旁路减温水压力低于0.8Mpa，低旁进汽温度高于190℃时旁路系统禁止投入.

65、机组停运，转子惰走至400rpm以下时，解除备用泵自动，停运真空泵.

66、轴封母管供汽压力在0.05Mpa左右，轴封母管供汽温度在210～250℃之间.

67、真空泵汽水分离器水位40-60mm之间，真空泵电机电流≯190A.

68、机组负荷带到70％时，可以投抽汽供热系统运行.

69、高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差在允许范围内，可停用夹层加热系统.

70、#1高加水位报警值为：

高Ⅰ值700mm，高Ⅱ值850mm，高Ⅲ值1000mm.

71、给水泵运行中工作冷油器进油温度不能超过130℃，各轴承温度正常值55～75℃，不能超过90℃.

72、当给水流量小于80m3/h时，给水泵再循环应自动开启，当给水流量大于120m3/h时，给水泵再循环应自动关闭.

73、给水流量低至80m3/h再循环门20秒内未开时给水泵跳闸.

74、给水泵任一部分振动达0.10mm时应立即倒泵运行.

75、给水泵启动时润滑油压不低于0.12Mpa、油箱油位50mm左右.

76、我厂给水泵额定流量为568t/h，额定电流为400A，额定转速为4640rpm.

77、我厂循环水泵额定流量为9510t/h，额定电流为84.7A，额定转速为750rpm.

78、机组运行中应保持循环水泵进水间水位4.5-5.5m，当水位降至4m以下时应汇报值长及时补水，若继续降至3.5m时以下时应停止循环水泵运行.

79、循环水泵启动后出口蝶阀打不开，运行2min后泵未跳闸.

80、我厂抗燃油系统高压蓄能器充氮压力值为10±

0.2Mpa，低压蓄能器充氮压力值为0.2±

0.1Mpa.

81、当抗燃油油温低于20℃时，加热器启动对油液加热，在此之前启动循环泵，以保证油液受热均匀.当油液被加热至40℃时，温度开关动作自动切断加热回路，以避免油温过高.

82、规程规定抗燃油油温在32～54℃之间，供油压力在13.05～14.5Mpa之间.

83、机组运行中凝结器真空不得低于86kpa，凝汽器水位在550-800mm左右.

84、给水泵发生倒转时应关闭出口门并开启油泵.

85、汽轮机转速在1300r/min以下时，轴承振动超过0.03mm时应打闸停机.

86、机组滑停时参数调整地原则是先降温后降压.

87、EH油压低联动备用泵地定值为11.2Mpa.

88、给水泵启动后联跳辅助油泵地润滑油压值为0.3Mpa.

89、汽轮机启动前规定转子挠度值不大于原始值3丝.

90、汽轮机正常运行中，凝汽器真空大于凝结水泵入口地真空.

91、汽轮机启动过程中过临界时DEH自动将升速率调整为400rpm/min.

92、给水泵严重汽化地象征：

入口管内发生不正常地冲击，出口压力下降并摆动，电机电流下降并摆动，给水流量摆动.

93、加热器温升小地原因有：

抽汽电动门未全开，汽侧积有空气.

94、凝汽器冷却水出口温度与排汽压力下地饱和温度之差称为凝汽器端差.

95、汽轮机发生水冲击地原因：

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.

96、汽轮机任一轴承回油温度超过75℃应紧急停机

97、中速暖机和定速暖机地目地在于防止材料脆性破坏，防止产生过大地热应力.

98、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.

99、汽轮机热态启动时，润滑油温不得低于38℃.

100、汽轮机在停机惰走降速阶段，由于鼓风作用和泊桑效应，低压转子地胀差会出现正向突增.

101、汽轮机热态启动过程中进行中速暖机地目地是防止转子脆性破坏和避免产生过大地热应力.

102、所谓凝汽器地最佳真空是指超过该真空，再提高真空所消耗地电力大于真空提高后汽轮机多做功所得地经济性.

103、轴封加热器地作用是防止轴封蒸汽从汽轮机轴端逸至机房或泄漏至油系统中去.同时又利用轴封地热量加热凝结水、减少热损失.

104、自动主汽阀地作用是在汽轮机保护装置动作后，能够迅速切断汽源并使汽轮机停止运行.因此它是保护装置地执行元件.

105、汽轮机组停机后造成汽轮机进冷汽、冷水地原因主要有主、再热蒸汽系统；

抽汽系统、轴封系统；

凝汽器；

汽轮机本身地疏水系统.

106、为确保汽轮机地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实验.

107、本机组可以采用定—滑—定两种方式运行，即机组在90%ECR负荷以上时采用定压运行，机组在40～90%ECR负荷时采用滑压运行，机组在40%ECR负荷以下运行时采用定压运行.

108、机组最小稳定负荷应取决于锅炉地低负荷能力和机组末级动叶片振动特性，汽机允许最小稳定负荷是30%MCR.

109、润滑油温过低，油地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，否则油地粘度过低，以至难以建立油膜，失去润滑作用.

110、汽轮发电机组在额定负荷运行，在汽轮机轴承座上测得地全幅振动值一般不得大于0.03mm，当超过0.05mm时必须重新平衡或消除其它引起振动过大地原因.

111、本机组调节级极限压力为11.033Mpa.

112、汽轮机具有防止超速地危急遮断系统，用以在事故时完全、迅速地关闭主汽阀、调节阀、再热进汽阀和各抽汽逆止阀，切断汽源.

113、本机组机械超速保护动作值是109%-111%额定转速，OPC超速保护动作值是105％额定转速，电超速动作值是111%-112%额定转速.

114、当汽轮机转子轴向位移值达﹢0.6mm、－1.05mm时，发出报警信号，继续增加至﹢1.2mm、－1.65mm时，串轴保护动作停机并发出声光信号.

115、高压顶轴油泵进油压力低于0.03Mpa时，顶轴油泵不能启动.

116、润滑油质不合格，轴承进油温度低于35℃或排油温度高于65℃，机组禁止启动.

117、运行中主油箱内地负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa.

118、当EH油压大于9Mpa时可对蓄能器充油，关闭蓄能器放油门，缓慢开启蓄能器进油门，检查蓄能器各部无渗漏.

119、采暖投入要求机组带70%以上额定负荷.

120、#4热网循环泵地额定电流为81.5A，额定流量为1573.2t/h，额定扬程为119m.

121、凝结水泵地额定电流是22.3A，功率是185KW，扬程是176m.

122、除氧器满水会引起除氧器振动，严重地能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机水冲击.

123、除氧器在运行中主要监视压力、水位、温度、溶氧量.

124、初压力越高，采用变压运行经济性越明显.

125、机组需要停机检修时一般采取滑参数停机方式.

126、对于倒转地给水泵，严禁关闭（入口门），以防（给水泵低压侧）爆破，同时千万不能重合开关.

127、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.

128、滑压运行地除氧器变工况时，除氧器（水温）变化滞后于（压力）变化.

129、换热地基本方式有（导热）、（对流）、（热辐射）.

130、机组启动时，高压内缸上半调节级后内壁金属温度低于（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--400）℃为热态启动，金属温度在（400）℃以上为热态启动.

131、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.

132、加热器投入地原则:

（由低到高），（先投水侧，后投汽侧）.

134、133、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）.

135、汽轮机地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.

136、汽轮机滑销系统地（纵）销引导汽缸纵向膨胀保证汽缸和转子中心一致.

137、机组冲转时不得在（临界转速）附近暖机和停留.

138、#4、#5热网疏水泵地额定电流是201A，额定流量是180t/h，额定扬程是130m.

139、汽轮机超速时，严禁开高压旁路，必须开低压旁路进行处理.

140、循环水泵主要用来向汽机地凝汽器提供冷却水，冷却汽机排汽.

141、在冲转并网后加负荷时，在低负荷阶段.若出现较大地胀差和温差，应停止升温升压，应保持暖机.

142、在汽轮机地启停过程中，采用控制蒸汽地温升率地方法能使金属部件地热应力、热变形及转子与汽缸之间胀差维持在允许范围内.

造成火力发电厂效率低地主要原因是汽轮机排汽热损失.

真空系统地检漏方法有蜡烛火焰法、汽侧灌水实验法、氦气检漏仪法.

144、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.

145、汽机油循环倍率是指1小时内在油系统中地循环次数，一般要求油地循环倍率在8—10地范围内.

146、加热器地端差是指蒸汽饱和温度与加热器出水温度之间地差值.

147、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.

148、当汽轮机膨胀受阻时，汽轮机转子地振幅随负荷地增加而增加.

149、汽轮机负荷摆动值与调速系统地迟缓率成正比.

150、汽轮机地胀差保护应在冲转前投入；

汽轮机地低油压保护应在盘车前投入；

轴向位移保护应在冲转前.

151、汽轮机地进汽方式主要有节流进汽、喷嘴进汽两种.

152、汽轮机在开停机过程中地三大热效应为热应力、热膨胀和热变形.

153、凝结器中水蒸汽向铜管外壁放热是有相变地对流换热，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.

154、提高蒸汽初温度受动力设备材料强度地限制，提高蒸汽初压力受汽轮机末级叶片最大允许湿度地限制.

155、我厂机组启动要求高中压内缸上下温差不大于35℃；

高中压外缸上下温差不大于50℃.

156、超速实验要求机组带20％额定负荷连续3～4小时运行.

157、自动主汽门、调门严密性实验时主汽压力不低于50%额定汽压.

158、本机组允许负荷在50%～100%MCR之间地变化幅度为10％MCR/min.

159汽轮机在越过临界转速时双幅最大振动值≤0.25mm（主机振动保护中已将跳机值整定至0.30mm）.

160、高中压转子低温脆性转变温度（FATT）：

121℃.

161、采暖额定抽汽压力:

0.245Mpa，额定抽汽流量:

80t/h.

162、工业抽汽额定流量30t/h，工业抽汽压力1.276Mpa.

163、运行操作控制方式由手动、自动和自启动三种控制方式组成.

164、本机组在越过临界转速时，其轴承座最大全幅振动许可值为0.08mm.

165、当抗燃油压低至7.8±

0.2Mpa时电磁阀（三取二）动作停机.

166、当凝汽器真空降至84kpa时发出报警信号，联启备用真空泵.当凝汽器真空降至65kpa时，危急遮断器保护动作跳机.

167、本体疏水扩容器内温度应小于80℃.

168、送轴封汽前盘车已投入连续4h以上.

169、热态启动冲转到全速不超过15分钟，尽快带负荷至第一级室金属温度对应地工况点.

170、机组在发电机解列后带厂用电运行时，任何一次不得超过15min，在机组30年寿命期内，累计不得超过10次.

171、加热器切除后，应注意监视汽轮机各监视段压力不应超限运行.

172、当三段抽汽压力降至0.3Mpa时，应及时投入辅汽联箱汽源供除氧器，防止除氧器压力、温度突降造成汽水共腾，引起除氧器剧烈振动.

173、停机过程中转速降至1200rpm时，顶轴油泵联启.

174、当排汽温度小于50℃，确认无汽水进入凝汽器及凝汽器水位正常时，解除凝结水泵联锁，停运凝结水泵.

175、当汽轮机停机后，汽轮机任一金属温度达50℃以上时不准对凝汽器、加热器注水查漏.

176、盘车时当高压调节级处下半内壁金属温度在350℃以上时不准停止盘车，若必须停止时须总工批准、时间不超过3分钟.

177、停止连续盘车后再次投入时，必须先盘车180℃，停留一个与停用时间相等时间后再投入盘车，并观察大轴挠度指示正常后方可连续运行.

178、机组滑停中若发现胀差负值增加太快，应放慢减负荷速度.当高压胀差达到-1mm时应停止减负荷，稳定运行20分钟后再减负荷，此时可投入轴封高温汽源，若采取措施无效，胀差继续负值增大时，应快速减负荷至零后打闸停机.

179、超速实验时每次提升转速在3200rpm以上时地高速区停留时间不得超过1min.

180、真空严密性实验过程中凝汽器真空下降至-0.084Mpa应停止实验.

181、系统频率超过51.5Hz、在50.5—51.0Hz范围内运行超过30秒或在51.0—51.5Hz范围内运行超过5秒时不破坏真空停机.

182、机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min时应不破坏真空停机.

183、主蒸汽压力升至15.88Mpa时立即打闸停机.

184、主蒸汽压力降至12.75Mpa开始减负荷，降至4Mpa时负荷降至零，按故障停机处理.

185、过临界转速时，如轴承振动超过0.10mm或轴振超过0.30mm，应立即打闸停机并查找原因，严禁强行通过临界转速或降转速暖机.

186、运行中机组轴振动达0.127mm报警，应汇报值长适当降低负荷，查找原因，轴振超过0.30mm应立即打闸停机.

187、汽轮机在一阶临界转速前，任一轴承振动超过0.03mm或轴振超过0.127mm，应立即打闸停机查找原因.

188、汽机再次启动时，转子挠度不大于原始值0.03mm，汽缸上下壁温差小于50℃.

189、轴向位移达＋1.2mm、－1.65mm，遮断保护动作，按破坏真空紧急停机处理.

190、真空降至88KPa可带额定负荷（监视段压力不超限前提下），如继续降低应按真空每降1KPa减负荷40MW，真空降至84kPa时备用真空泵联动，减负荷到0，真空降至65Kpa时，检查低真空保护动作正常或手动打闸，按汽轮机故障停机处理.

191、本机组允许周波变化范围48.5～50.5Hz.

192、除氧器在滑压运行时易出现自生沸腾和返氧现象.

193、滑停过程中主汽温度下降速度不大于1-1.5℃/min.

194、火力发电厂典型地热力过程有等温、等压、等容和绝热过程.

195、加热器温升小地原因有：

196、冷却水塔是通过空气和水接触进行热与质地传递地.

197、节流过程可以认为是绝热过程.

198、凝结水再循环管应接在凝汽器地上部.

199、启动给水泵前，中间抽头应处于关闭状态.

200、汽轮机内有清晰地金属磨擦声，应紧急停机.

二、选择题

1、汽轮机中压调速汽门在（B）以下负荷才参与调节.

A、20%B、30%C、40%

2、汽轮机主汽门、调门油动机活塞下油压通过（C）快速释放，达到阀门快关.

A、伺服阀B、电磁阀C、卸荷阀

3、除氧器变工况运行时，其温度地变化（C）压力地变化

A.超前B.同步C.滞后

4、汽轮机油系统打循环及盘车连续运行应在（A）进行.

A点火前B点火后C冲转前

5、汽轮机转子地最大弯曲部位通常在（A）.

A.调节级；

B.中间级；

C.未级；

6、下面哪种情况将使给水泵入口汽化：

（D）.

A.高压加热器未投入；

B.汽轮机降负荷；

C.除氧器突然升负荷；

D.汽轮机突然降负荷；

7、凝汽器最佳真空（C）极限真空.

A.高于；

B.等于；

C.低于；

8、汽轮热态启动时若出现负胀差主要原因是（B）.

A.冲转时蒸汽温度过高；

B.冲转时主汽温度过低；

C.暖机时间过长；

D.暖机时间过短.

9、汽轮机主蒸汽温度10min内下降（A）℃时应打闸停机.

A.50；

B.40；

C.80；

D.90.

10、提高除氧器水箱高度是为了（D）.

A.提高给水泵出力B.便于管道及给水泵地布置

C.提高给水泵地出口压力，防止汽化D.保证给水泵地入口压力，防止汽化.

11、给水泵停运检修，进行安全布置，在关闭入口阀时，要特别注意入口压力地变化，防止出口阀不严（A）.

A.引起泵内压力升高，使水