汽轮机运行讲解

汽轮机运行讲解（8篇）

1.汽轮机运行讲解 篇一

汽轮机组运行中的监视控制要点

运行中对汽轮机设备进行正确的维护、监视和调整，是实现安全、经济运行的必要条件。为此，机组正常运行时要经常监视主要参数的变化情况，并能分析其产生变化的原因。对于危害设备安全经济运行的参数变化，根据原因采取相应措施调整，并控制在允许的范围内。

汽轮机运行中的主要监视项目，除汽温、汽压及真空外，还有监视段压力、轴向位移、热膨胀、转子(轴承)振动以及油系统等。

在正常运行过程中，为保证机组经济性，运行人员必须保持：规定的主蒸汽参数和凝汽器的最佳真空、给定的给水温度、凝结水最小过冷度、汽水损失最小、机组间负荷的最佳分配等。

一、汽轮机运行中的监视 1．负荷与主蒸汽流量的监视

机组负荷变化的原因有两种：一种是根据值长要求由值班员主动操作；另一种是由于电网频率变化或调速系统故障等原因引起。

负荷变化与主蒸汽流量变化的不对应一般由主蒸汽参数变化、真空变化、抽汽量变化等引起。遇到对外供给抽汽量增大较多时，应注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大，避免因隔板应力超限及隔板挠度增大而造成动静部件相碰的故障。

当机组负荷变化时，对除氧器水位和凝汽器水位应及时检查和调整。

随着负荷的变化，各段抽汽压力也相应地变化，由此影响到除氧器、加热器、轴封供汽压力的变化，所以对这些设备也要及时调整。轴封压力不能维持时，应切换汽源，必要时对轴封加热器的负压要及时调整。负压过小，可能使油中进水；负压过大，会影响真空。增减负荷时，还需调整循环水泵运行台数，注意调整给水泵再循环门的开关和给水泵电机的变频调整、高压加热器疏水的切换、低压加热器疏水泵的启停等。

2．主蒸汽参数的变化

一般主蒸汽压力的变化是锅炉出力与汽机负荷不相适应的结果，而主蒸汽温度的变化，则是锅炉燃烧调整、减温水调整、给水温度不正常发生变化等所致；主蒸汽参数发生变化时，将引起汽轮机功率和效率的变化，并且使汽轮机通流部分的某些部件的应力和机组的轴向推力发生变化。汽轮机运行人员虽然不能控制汽压、汽温，但应充分认识到保持主蒸汽初参数合格的重要性，当汽压、汽温的变化幅度超过制造厂允许的范围时，应要求锅炉恢复正常的蒸汽参数。3．真空的监视

真空是影响汽轮机经济性的主要参数之一，运行中应保持真空在最有利值。真空降低，即排汽压力升高时，汽轮机总的比焓降将减少，在进汽量不变时，机组的功率将下降。如果真空下降时继续维持满负荷运行，蒸汽量必然增大，可能引起汽轮机前几级过负荷。真空严重恶化时，排汽室温度升高，还会引起机组中心变化，从而产生较大的振动。所以，运行中发现真空降低时，要千方百计找到原因并及时进行处理。

4．相对膨胀的监视 正常运行中，由于汽缸和转子的温度已趋于稳定，一般情况胀差变化很小，但决不能因此而放松对它的监视。当机组运行中蒸汽温度或工况大幅度快速变动时，胀差变化有时也是较大的。如：负荷变化速率较大、主蒸汽温度短时内有较大的变化，汽缸下部抽汽管道疏水不畅等都将引起胀差的变化。特别是在发生水冲击使汽缸进水时，胀差指示很快就会超限，应引起注意。

5．对其他表计的监视

正常运行中，运行人员在监视时，还要注意润滑油温、油压、轴承金属温度、各泵电流等。如发生异常，及时排查原因并处理。

二、汽轮机运行中的监督 1．汽轮机通流部分结垢的监督

定期监督汽轮机通流部分可能堆积的盐垢，是汽轮机安全和经济运行的必要条件。喷嘴和叶栅通道结有盐垢，将导致通道截面积变窄，而使结垢级各级叶轮和隔板压差增大，比焓降增加；应力增大，使隔板挠度增大，同时引起汽轮机推力轴承负荷增大。汽轮机的配汽机构也可能结垢，使汽门和调速汽门卡涩，在甩负荷时将导致汽轮机严重超速的事故。

在凝汽式汽轮机中，通流部分的结垢监视是根据调节级压力和各段抽汽压力(最后一、二级除外)与流量是否成正比而判断的，一般采用定期对照分析调节级压力相对增长率的方法。

一般规定，冲动式机组调节级压力的相对增长率不应超过10％，反动式机组不应超过5％

汽轮机通流部分结垢的原因，主要是蒸汽品质不良引的，而蒸汽品质的好坏又受到给水品质的影响。所以，要防止汽轮机结垢，首先要做好对给水和蒸汽品质的化学监督，并对汽、水品质不佳的原因及时分析，采取措施。2．轴向位移的监视

汽轮机转子的轴向位移是用来监视推力轴承工作状况的。我厂汽轮机轴向位移停机保护值为：正负1.2mm。在推力瓦工作失常的初期，较难根据推力瓦回油温度来判断。因为油量很大，反应不灵敏，推力瓦乌金温度表能较灵敏地反映瓦块温度的变化。当轴向位移增加时，运行人员应对照运行工况，检查推力瓦温度和推力瓦油回温度是否升高及差胀和缸胀情况。如证明轴向位移表指示正确，应分析原因，并减负荷运行，做好记录，汇报上级，并应针对具体情况，采取相应措施加以处理。

3．汽轮机的振动及其监督

不同机组、同一台机组的不同轴承，各有其振动特点和变化规律，因此运行人员应经常注意机组振动情况及变化规律，以便在发生异常时能够正确判断和处理。

带负荷运行时，定期在机组各支持轴承处测量汽轮机的振动。振动应从三个方面测量，即从垂直、横向和轴向测量。垂直和横向测量的振动值视转子振动特性而定，也与轴承垂直和横向的刚性有关。每次测量轴承振动时，应尽量维持机组的负荷、参数、真空相同，以便比较，并应做好专用的记录备查，对有问题的重点轴承要加强监测。运行条件改变、机组负荷变化时，也应该对机组的振动情况进行监视和检查，分析振动不正常的原因。

正常带负荷时各轴承的振动在较小范围内变化。当振动增加较大时(虽然在规定范围内)，应向上级汇报，同时认真检查新蒸汽参数、润滑油温度和压力、真空和排汽温度、轴向位移和汽缸膨胀的情况等，如发现不正常的因素，应立即采取措施予以消除，或根据机组具体情况改变负荷或其他运行参数，以观察振动的变化。

2.汽轮机运行讲解 篇二

一、维持额定的蒸汽初参数和再热蒸汽参数

新蒸汽压力和温度不仅与汽轮机的安全运行关系很大,而且也直接影响运行的经济性。新蒸汽压力变动一般不超过额定值的±5%。新蒸汽压力降低,装置的效率就会降低,通常中压机组初压每降低0.1M pa,热耗将平均增加0.5%~0.6%。新蒸汽温度变动不应超过规定的范围。汽温降低,汽轮机效率也会降低,一般中压机组的新蒸汽温度每降低10o C,蒸汽量将增加1.3%~1.5%,热耗增加0.5%。为了实现经济运行,应监视新蒸汽参数值,经常与锅炉密切联系,使新蒸汽参数不超过规定的波动范围。

采用中间再热不仅减少了汽轮机的排汽湿度,改善了汽轮机末几级工作叶片的工作条件,提高了汽轮机的相对内效率,同时使每1Kg工质的焓降增大了。此外中间再热的应用,使机组能够采用更高的蒸汽初压,增大单机容量,所有这些都会使发电厂的热经济性提高。

汽轮机低负荷运行、再热汽温偏低时,采用滑压运行是一条行之有效的措施,因为滑压运行时高压缸排汽温度高,每公斤蒸汽在锅炉再热器中所吸收的热量也随之减少。由于再热器中所需吸收的热量减少,可在较大负荷变化范围内,维持再热蒸汽温度不变。定压运行时,由于蒸汽在再热器中所吸收的热量多,再热汽温较难保证,往往在负荷低时就降低较多。

二、保持最有利的真空

凝汽器中的压力,在理想情况下应为蒸汽的饱和压力,由排汽温度来决定,而影响凝汽器真空的因素有以下几项:

(一)冷却水入口温度

如果凝汽器冷却水入口温度降低,排气温度必然降低,因此在相同负荷和冷却水量下冬季凝汽器的真空比夏季高。进入凝汽器的冷却水温度,在直流供水系统中完全由自然条件所决定,即随着气候、季节而变化,人力难以控制。若采用循环供水方式,冷却水温度仍然主要由环境温度和相对湿度来决定,但冷却设备运行维护的好坏也有很大影响。循环水在冷水塔中的散热主要是蒸发和对流传热,但由于季节气温不同还有所区别。例如,在冬季因为大气压力较高、空气温度低、水塔中空气流动速度快,所以水塔冷却效果主要靠空气对流传热。如果对水塔运行维护不当,冷水塔的周围严重结冰,将妨碍空气进入,使水塔冷却效率显著下降。在夏季,大气压力较低、空气温度高、循环水在水塔中大量蒸发,使空气温度降低。没有蒸发的循环水就将热量传给空气,使循环水得到冷却。在这种情况下对流传热就是次要的地位,所以在夏季冷却方式主要是循环水在冷水塔中的蒸发散热。当然无论冬季或夏季,对冷水塔的水量、淋水密度等都要适当调整。

(二)冷却水的温升

冷却水的温升与冷却水量有很大关系。在汽轮机运行时,排汽量由外界负荷决定,降低排汽压力或降低温升,主要依靠增加冷却水量来实现。但增加冷却水量必然增加循环水泵所消耗的功率,所以只有当增加冷却水量使汽轮机的得益大于循环水泵由此而多消耗的功率时,增加冷却水量才是合理的。当蒸汽在汽轮机末级动叶斜切部分已达膨胀极限时,汽轮机功率不会因再提高真空而增加。进一步说,即使汽轮机末级尚未达膨胀极限,但由于随着背压的降低,排汽比容不断增大,而末级排汽面积是一定的,于是末级排汽余速损失将不断增加。当由于背压降低而增加的有效热降等于余速损失的增量时,所达到的真空称为极限真空。如果冷却水进口温度不是很低时,要达到极限真空,就需要消耗大量的冷却水。因此在达到极限真空前,水泵耗功增量就可能超过了汽轮机功率的增量。若再继续增加冷却水量、提高真空,反而使机组出力减少。

当排入凝汽器的蒸汽量一定时,若凝汽器中冷却水的温升增加,则说明冷却水量不足,从而引起冷却水出口温度升高,真空下降。冷却水量不足的原因主要是循环水泵出力不足或水阻增加。而水阻增加主要是由铜管堵塞、循环水泵出口或凝汽器进口水门开度不足以及虹吸破坏等原因造成的。

(三)凝汽器的端差

凝汽器端差增大,同样会使排汽温度升高、真空降低。端差δt与冷却水温度tw1、凝汽器每单位冷却面积的蒸汽负荷Dc/Ac、铜管表面的清洁程度及蒸汽器内积聚的空气量等因素有关。换句话说,对于一定的凝汽器,在相同的负荷和冷却水流量条件下,端差的大小表明了铜管表面的脏污程度和凝汽器内积聚的空气量的多少。凝汽器铜管表面结垢或脏污均会妨碍传热,使端差增大。对中压机组,端差每降低1℃,真空可提高0.3%,汽耗率约降低0.27%。当凝汽器汽侧积聚较多的空气时,由于空气附着在铜管表面形成空气膜,妨碍了传热而使传热端差增大。空气漏入凝汽器的原因,一般是真空系统管道阀门不严或汽封供汽压力不足甚至中断。有时也由于射水抽气器效率降低,不能将漏入凝汽器的空气全部抽出所造成。此外凝汽器水位升高,使部分冷却铜管淹没而减少冷却面积也会影响真空。

三、保持最小的凝结水过冷度

凝汽器中的蒸汽理论上是在饱和状态下凝结的,其凝结水温度应等于该压力下的饱和温度。但实际上由于凝汽器构造和运行维护中存在问题,凝结水温度总是低于排汽压力下的饱和温度,这种现象称为凝结水的过冷却。排汽压力下的饱和温度与凝结水温度之差即为过冷度。

凝结水的过冷却,对发电厂的安全性和经济性都是不利的。凝结水过冷度代表着被冷却水直接带走的热损失。一般过冷度每增加1℃,燃料消耗量约增加0.1%~0.15%。另一方面凝结水的过冷却液会造成含氧量增加,使系统管道、低压加热器等设备受到氧腐蚀。因此减少凝结水过冷度不仅对经济性有利,同时对设备的安全运行也有好处。

运行中凝结水过冷度增大的主要原因有以下两点:

1)凝汽器水位过高。在运行中凝汽器水位过高会使凝汽器下面部分铜管淹没,这样冷却水带走了凝结水的部分热量,使凝结水过冷却。为防止这种现象,运行中应经常保持凝汽器水位在正常范围内。2)凝汽器内积存空气。在运行中由于真空系统不严、空气漏入凝汽器中,凝汽器的汽侧充满蒸汽和空气的混合气体。在这种混合气体中空气的成分越多,空气的分压力就增加,蒸汽分压力就降低。而蒸汽的凝结温度是蒸汽分压力下对应的饱和温度,它比排汽总压力对应的饱和温度要低,这样就使得凝结水温度低于排汽温度,于是产生了冷却现象。因此,蒸汽器中漏入的空气越多,过冷却现象就越严重。所以在运行中要保证真空系统的严密性,并要维护好抽气设备,这样才能既维持了凝汽器的高度真空,也防止了凝结水的过冷却。

四、充分利用加热设备,提高给水温度

利用汽轮机抽汽加热凝结水和给水,使这部分蒸汽不排入凝汽器,因而可减少被循环水带走的热量,即减少冷源损失。同时,由于给水温度提高,每公斤蒸汽在锅炉中的吸热量降低,从而提高了发电厂的热经济性。从试验得知,中压机组给水温度每提高1℃,燃料消耗可降低0.05%。因此,运行中应充分利用各回热加热设备,尽量提高给水温度,尽可能地使进入各热交换器的加热蒸汽的饱和温度与加热器给水出口温度的差值(即加热器端差)达到最小,一般不超过5~6℃。

为使高低压加热器能全部投入运行,最大限度地提高给水温度,应采取以下措施:1)调高加热器的检修质量,消除泄露现象。2)清扫加热器管子,经常保持加热面清洁,降低加热器的端差。3)消除加热器旁路阀和隔板的泄露现象,防止给水短路。4)改进加热器空气管的安装位置,防止加热器内部积存空气。5)消除低压加热器不严密处,防止空气的漏入等。

五、保持汽轮机的最佳效率

反映汽轮机完善程度的主要指标是汽轮机的相对内效率。它表明蒸汽热能在汽轮机内被利用的程度。相对内效率降低,说明蒸汽在汽轮机内的损失增加。

提高汽轮机相对内效率,可以采用以下措施:1)在保证汽轮机满负荷且不发生摩擦的前提下,缩小各级通流部分的轴向间隙,减小轴封和隔板汽封间隙,采取加装汽片的办法减小叶片顶部与气缸之间的径向间隙,以降低漏气损失。2)根据监视段压力判断通流槽道结垢情况,并视结垢严重程度和结垢性质采取合适的清洗方法及时清洗,以保持通流部分的清洁。3)加强凝结水质的监督,根据水质恶化程度,判断凝汽器泄露情况,并及时堵漏及检修,提高补充水的品质。4)尽量回收各项疏水,消除漏水漏气,减少凝结水损失。

六、降低各种损失

在选用燃油锅炉时,不应使锅炉容量大于实际需要负荷过多。否则,长期低负荷运行的锅炉效率低,能源浪费。对一炉多用要科学安排,合理调整峰谷,使锅炉连续满负荷运行,降低设备能力造成的能源浪费。蒸汽管道上1mm2的小孔,每年损失蒸汽量高达27t。对本体附件、管网要加强检修,防止跑、冒、滴、漏,减少热能损失。对蒸汽管道、热水管道采取保温措施,减少管道表面散热损失。

七、结语

汽轮机运行的经济性,是与诸多方面有关的综合性问题,但其中很多方面与变工况特性密切相关。从变工况的角度可以得到更深入的理解。只有掌握运行的基本原理,才能在运行实践中充分发挥机组的经济效益。

摘要：在能源短缺、厂网分家的大环境下,提高锅炉和汽轮机的经济运行水平,越来越受到电厂的重视。良好的燃烧状态和热传导性能,都能减少锅炉的各种热损失,使其保持高效率的经济运行;同时采取保温措施,也可有效降低燃油锅炉的运行成本。而汽轮机运行的经济性是与诸多方面有关的综合性问题。本文从多个方面探讨了锅炉和汽轮机经济运行的影响因素。

关键词：汽轮机,经济运行,锅炉,效率

参考文献

[1]宋淑英,傅龙泉.汽轮发电机机组间经济调度分析及实施方法[J].上海电力学院学报,1997.

[2]夏燕萍,吕泽华等.热电厂锅炉-汽轮机的优化调度[J].清华大学学报,2000.

3.汽轮机真空系统优化运行的探究 篇三

某火电公司2台CN250300-16.7/537/537亚临界、单轴、双缸双排汽、中间再热、抽汽、凝汽式汽轮机。真空抽气系统包括汽轮机的密封装置、真空泵和相应的阀门、管路等。每台机组配备2台水环式真空泵，一台运行一台备用。本文分析了真空泵在工作中可能出现的问题，提出了自己的解决方案，提高了机组的经济效益。

1.水环式真空泵的工作原理

1.1真空系统性能参数

该公司配置的2BE1353型，单级平原盘式水环真空泵，极限真空度3.3kPa，板式换热器换热器面积11.82，额定工况抽气量56（kg·h）。最大抽气量72m3/min，电机功率160kW。这种真空泵设计的额定值是：水温在密封状态下是15℃，应该吸入20℃的汽温。但运行时受环境、冷却介质等因素的影响，导致该指标高于额定值，对真空泵的抽吸能力产生影响，这就必须改造冷却系统，使真空泵的密封水温和吸入气体温度符合设计初值，从而增加真空泵的工作效率。

1.2工作原理

水环式真空泵由叶轮和壳体组成，其中叶片和轮毂组成叶轮。当电动机转动时带动叶轮转动，叶轮带动泵内的预留水转动，因为叶轮偏心产生离心力。泵的内表面出现水环，在水环内表面、叶片、轮毂的表面和壳体的两头等部分，出现大小不等，且不相通的小空间。随叶轮转动，这些小空间的容积会通过特定的装置由小变大，通过吸气口把气体吸入泵内，并在泵内进行气体压缩，最后通过排气管排出，这就是吸气、压缩、排气的整个过程。

1.3真空泵工作流程

（1）气体抽吸过程泵启动运行后，控制阀两端产生3kPa的压差而开启，真空泵吸入气体并进行压缩，然后进入汽水分离器分离，并排出气体，这是抽吸过程。

（2）液体流程过程自动补水阀把工作液输送到泵中，由管道进入热交换器，冷却后流入水环泵，其中一部分从气体进口进入泵中，一部分工作液在泵的运转中随气体排出，在汽水分离器中进行分离、冷却，再进入泵中。汽水分离器的水量通过补水阀自动调整的。

（3）水环泵吸入口前串联1台射气抽气器，来自凝汽器的汽、气水混合物，先由射气抽气器压缩，再扩压进入水环泵内压缩后，从排气口排出。

2.运行中出现的问题

冷却水温度高造成真空泵出口压力低，在抽出的汽、气混合物中，质量流量的三分之二是水蒸汽，这也成为真空泵水温升高的主要因素，当然在压缩、摩擦工作水中也会导致水温上升。水环式真空泵工作的介质是水，因此水温就决定着各小室空间真空的程度，水的汽化压力（即当时当地水温下的饱和蒸汽压力）直接决定最高真空程度。工作水温的饱和压力决定着水环式真空泵的最小抽吸压力，水温高则吸入室的压力就高，抽吸能力就会降低，真空泵抽吸量会减少，凝汽器的真空也会降低。真空泵的工作水是通过闭式水冷却的，通常闭式水温度一般保持在23～30℃，这样就会出现工作水冷却后的温度也会维持在24℃左右，其对应的真空为2.92kPa。在夏天，这个工作水温的最低值在40℃左右，而此时真空泵的抽吸容量会大幅度下降。机组真空随着密封水温度的升高，机组真空下降速度加快，而且密封水温度在15℃和25℃时，真空随吸入气体温度的变化趋势一致。由此可知，闭式水温直接影响着真空泵的工作范围。

3.措施及改造

3.1加装使工作水冷却的装置

真空泵中工作水的温度，直接影响着真空泵中产生的真空程度，例如，泵内工作水温度从基础温度23℃升高7℃，则真空程度就会下降2kPa左右，理论上真空程度如果降低1kPa就会增加3.02g/kWh的用煤量。针对这种情况，可以在真空泵的冷却器出口处加装对工作水的冷却装置（如图），利用制冷机组中产生的冷却水来使工作水的温度降低，一般可降到15℃左右，从而使真空泵的抽吸能力得到大幅提高，机组真空程度也会随之提高，冬季真空波动问题也会得到一定程度的缓解。

汽轮机真空系统改造图

工作水的流动轨迹为----汽水分离器-----工作水冷却器----制冷装置进行冷却至15℃左右-----真空泵工作（如图）。如果增加制冷设备优缺点分别为：缺点，蒸汽（热能）、电能会长期消耗，还需要定期维护，设备（功率为25kWh）一次投入的费用约为50万元左右，运行1年消耗的电量为219MWh，投入资金为87600元。优点，四季可用，真空经济效益远高于消耗的热能、电能。

真空泵密封冷却水由两台机组共用的溴化锂制冷机组提供。每套蒸汽驱动型溴化锂制冷机组中的冷冻水可为2台机组共4台真空泵中的密封水进行冷却，其原来的冷却水源备用。通过改进操作布置简单，安全可靠。

3.2增装凝汽器抽出气体进行降温

在每台机组进行真空抽取的管道上增装1套喷淋式的冷却装置，用除盐水作为喷淋降温的水，这种装置可以在冷却器冷却后对抽真空管道降温，使真空泵入口气体温度下降。同时，真空泵入口处的抽气总量就会减少，其中的水蒸气凝结成水后，经U形水封管流回到凝汽器热井中。

4.结束语

通过实践操作可知，无论是采用降低真空泵吸入气体、密封水、工作水温度，都能够提高凝汽器真空，降低真空泵电耗。当真空泵入口温度为20℃（设计值），泵内密封水温度从35℃下降到15℃时，真空程度提高0.9kPa；当泵密封水温度15℃（设计值），泵入口空气温度由35℃降低到20℃时，凝汽器真空提高0.3kPa。通过改造可以实现这些参数，凝汽器真空可以提高1.2kPa，真空提高1kPa供电煤用量减少3g/KWH，一年可节约煤4500吨，按一吨煤260元计算，每台300MW机组平均负荷15亿，两台机组每年就可以减少燃料成本234万元。因此，降低真空泵的工作水温度，就会使真空泵运行高效而稳定，进而创造出更高的经济价值。

4.高级汽轮机运行值班员题库 篇四

1.单元制主蒸汽系统有何优缺点？适用何种形式的电厂？

答案:答：主蒸汽单元制系统的优点是：系统简单、机炉集中控制，管道短、附件少、投资少、管道的压力损失小、检修工作量小、系统本身发生事故的可能性小。蒸汽单元制系统的缺点是：相邻单元之间不能切换运行，单元中任何一个主要设备发生故障，整个单元都要被迫停止运行，运行灵活性差。

该系统广泛应用于高参数大容量的凝汽式电厂及蒸汽中间再热的超高参数电

2.根据汽缸温度状态怎样划分汽轮机启动方式？

答案:答：各厂家机组划分方式并不相同。一般汽轮机启动前，以上汽缸调节级内壁温度150℃ 为界，小于150℃为冷态启动，大于150℃为热态启动。有些机组把热态启动又分为温态、热态和极热态启动，这样做只是为了对启动温度提出不同要求和对升速时间及带负荷速度作出规定。规定150～350℃为温态，350～450℃为热态，450℃以上为极热态

3.表面式加热器的疏水方式有哪几种？发电厂通常是如何选择的？

答案:答：原则上有疏水逐级自流和疏水泵两种方式。实际上采用的往往是两种方式的综合应用。

即高压加热器的疏水采用逐级自流方式，最后流入除氧器；低压加热器的疏水，一般也是逐级自流，但有时也将一号或二号低压加热器的疏水用疏水泵打入该级加热器出口的主凝结水管中，避免了疏水流入凝汽器而产生的热损失.4.热力系统节能潜力分析包括哪两个方面的内容？

答案:答：热力系统节能潜力分析包括如下两个方面内容：

（1）热力系统结构和设备上的节能潜力分析。它通过热力系统优化来完善系统和设备，达到节能目的。

（2）热力系统运行管理上的节能潜力分析。它包括运行参数偏离设计值，运行系统倒换不当，以及设备缺陷等引起的各种做功能力亏损。热力系统运行管理上的节能潜力，是通过加强维护、管理，消除设备缺陷，正确倒换运行系统等手段获得。

5.大型汽轮发电机组的旁路系统有哪几种形式？

答案:答：归纳起来有以下几种：

（1）两级串联旁路系统（实际上是两级旁路三级减压减温）。

（2）一级大旁路系统。由锅炉来的新蒸汽，经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。

（3）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。

（4）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“启动、溢流、安全”三种功能，故被称为三用阀旁路系统

6.发电厂应杜绝哪五种重大事故？

答案:答：发电厂要杜绝的五种重大事故是：① 人身死亡事故；② 全厂停电事故；③ 主要设 备损坏事故；④ 火灾事故；⑤ 严重误操作事故 7.发电厂应杜绝哪五种重大事故？

答案:答：发电厂要杜绝的五种重大事故是：① 人身死亡事故；② 全厂停电事故；③ 主要设 备损坏事故；④ 火灾事故；⑤ 严重误操作事故

8.对于湿冷机组，作真空严密性试验的步骤及注意事项是什么？

答案:答：真空严密性试验步骤及注意事项如下：

（1）汽轮机带额定负荷的80%，运行工况稳定，保持抽气器或真空泵的正常工作。记录试验前的负荷、真空、排汽温度。

（2）关闭抽气器或真空泵的空气门。

（3）空气门关闭后，每分钟记录一次凝汽器真空及排汽温度，8min后开启空气门，取后5min的平均值作为测试结果。

（4）真空下降率小于0.4kPa/min为合格，如超过应查找原因，设法消除。在试验中，当真空或排汽温度出现异常时，应立即停止试验，恢复原运行工况。

9.如何做危急保安器充油试验？

答案:答：危急保安器充油试验步骤如下：

（1）危急保安器每运行两个月应进行充油活动校验。

（2）校验时必须汇报值长同意后进行（一般在中班系统负荷低谷时进行）。（3）揿下切换油门销钉，将切换油门手轮转至被校验危急保安器位置（No1或No2）。（4）将被校验危急保安器喷油阀向外拉足，向油囊充油；当被校验危急保安器动作显示牌出现时放手。

（5）将喷油阀向里推足，当被校验危急保安器动作显示牌复位时松手。

（6）确定被校验的危急保安器动作显示牌复位时，揿下切换油门销钉，将切换油门手轮转至“正常”位置。

（7）用同样方法校验另一只危急保安器。

10.如何做危急保安器超速试验？

答案:答：危急保安器超速试验步骤如下

（1）在下列情况应进行危急保安器超速试验：① 汽轮机新安装后及机组大小修后；② 危急保安器检修后；③ 机组停用一个月后再启动时；④ 每运行两个月后不能进行充油活动校验时。

（2）校验时应用两种不同的转速表（可参考一次油压和主油泵出口油压）。

（3）超速试验一般应在机组启动时并手动脱扣良好、高压内缸温度为200℃以上时进行。在其他特殊情况下进行超速试验应制定特殊措施，并经总工程师批准后才可进行。（4）揿下试验油门销钉，将试验油门手轮转至动作低的危急保安器。

（5）用辅同步器手轮向增荷方向转动，使转速均匀上升，当“遮断”字样出现时，该转速即是试验油门所指的低转速危急保安器动作转速。这时可继续升速至另一只危急保安器动作，使主汽门关闭时停止（如果超过3360r/min不动作，应立即手动脱扣，停止校验）。

（6）超速脱扣后拍脱扣器，启动调速油泵，将辅同步器及试验油门恢复到启动正常位置，当转速下降到3000r/min，停用调速油泵。

（7）记录脱扣转速是否在3300～3360r/min范围内。

11.防止轴瓦损坏的主要技术措施有哪些？

答案:答：防止轴瓦损坏的主要技术措施如下：

（1）油系统各截止门应有标示牌，油系统切换工作按规程进行。（2）润滑油系统截止门采用明杆门或有标尺。

（3）高低压供油设备定期试验，润滑油应以汽轮机中心线距冷油器最远的轴瓦为准。直流油泵熔断器宜选较高的等级。

（4）汽轮机达到额定转速后，停止高压油泵，应慢关出口油门，注意油压变化。

（5）加强对轴瓦的运行监督，轴承应装有防止轴电流的装置，油温测点、轴瓦乌金温度测点应齐全可靠。

（6）油箱油位应符合规定。（7）润滑油压应符合设计值。

（8）停机前应试验润滑油泵正常后方可停机。（9）严格控制油温。（10）发现下列情况应立即打闸停机：① 任一轴瓦回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃；② 主轴瓦乌金温度超过85℃；③ 回油温度升高且轴承冒烟；④ 润滑油泵启动后，油压低于运行规定允许值。

12.凝汽器停机后，如何进行加水查漏（上水检漏）？ 答案:答：凝汽器停机后，按如下步骤查漏：

（1）凝汽器铜管（或钛管/不锈钢管）查漏（低水位查漏）：① 确定凝汽器循环水进水门关闭，切换手轮放至手动位置，水已放尽，汽侧和水侧人孔门已打开，高中压汽缸金属温度均在300℃以下；② 凝汽器弹簧用支撑撑好；③ 加软水至铜管（或钛管/不锈钢管）全部浸没为止；④ 查漏结束，放去存水，由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭汽侧和水侧人孔门，放水门；⑤ 将凝汽器支撑弹簧拆除；⑥ 全面检查，将设备放至备用位置。（2）凝汽器汽侧漏空气查漏（高水位查漏）：① 凝汽器汽侧漏空气查漏工作的水位的监视应由班长指定专人监视，在进水未完毕前不得离开；② 高中压汽缸金属温度均在200℃以下方可进行加水，并注意上下缸温差；③ 确定凝汽器循环水进水门关闭、切换手轮放至手动位置、水已放尽、汽侧和水侧人孔门已打开；④ 凝汽器弹簧用支撑撑好；⑤ 加软水至汽侧人孔门溢水后，开启汽侧监视孔门及顶部空气门，关闭汽侧人孔门，加软水至汽侧监视孔门溢水止；⑥ 查漏结束后，放去存水，由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭汽侧监视孔门及顶部空气门，关闭水侧人孔门放水门；⑦ 将凝汽器支撑弹簧拆除。全面检查将设备放至备用位置。

13.如何进行凝汽器不停机查漏？

答案:答：凝汽器不停机查漏步骤如下：

（1）与值长联系将机组负荷减至额定负荷的70%左右。（2）将不查漏的一侧凝汽器循环水进水门适当开大。（3）关闭查漏一侧的凝汽器至抽气器空气门。

（4）关闭查漏一侧的凝汽器循环水进水门及连通门，调整循环水空气门；循环水空气门关闭后，必须将切换手柄放至手动位置。

（5）检查机组运行正常后，开启停用一侧凝汽器放水门。（6）确认凝汽器真空和排汽温度正常。（7）开启停用一侧凝汽器人孔门，进入查漏。

（8）查漏完毕后，由班长检查确无人且无工具遗留时，关闭凝汽器人孔门及放水门。（9）开启停用一侧凝汽器循环水进水门，调整循环水空气门、循环水连通门，将另一侧循环水进水门调正。（10）将停用一侧凝汽器至抽气器空气门开启。（11）用同样方法对另一侧凝汽器查漏。

14.安全门升压试验方法是如何？

答案:答：安全门升压的试验方法如下：（1）校验时应有汽轮机检修配合。

（2）确定压力表准确，安全门的隔离门开启。（3）安全门升压校验前先手动校验正常。（4）逐渐开启容器进汽门，待容器安全门在规定值动作时关闭（如不在规定值动作，应由检修调正）。

（5）校验时的压力不得超过容器安全门动作值。（6）检验不合格不得投入运行。

15.汽轮机启动、停机时，为什么要规定蒸汽的过热度？

答案:答：如果蒸汽的过热度低，在启动过程中，由于前几级温度降低过大，后几级温度有可能

低到此级压力下的饱和温度，变为湿蒸汽。蒸汽带水对叶片的危害极大，所以在启动、停机过程中蒸汽的过热度要控制在50～100℃较为安全。

16.热态启动时，为什么要求新蒸汽温度高于汽缸温度50～80℃？

5.汽轮机运行讲解 篇五

摘要：汽轮机作为火力发电厂三大主机之一，其安全稳定运行是保障电力供应的基础。汽轮机可靠运行很大程度上取决于机组的振动状态。本文针对汽轮机在运行时产生振动的常见原因进行分析，制定出相应的防范措施，保障汽轮机组稳定运行。

关键词：汽轮机；振动原因；防护措施

一、汽轮机振动原因的危害

汽轮机组结构非常复杂，它由汽轮机转子、发电机转子和励磁机转子组成。汽轮机组是在振动状态下工作的，其振动值的大小会直接影响汽轮机的安全运行。当振动超过某一限值时，轻者噪音增大，影响转子及其零部件的使用寿命；重者动静部分发生摩擦，损坏零部件，甚至造成整台机组毁坏严重影响电厂安全稳定运行。

汽轮发电机组振动异常时可能引起的危害和严重后果如下：

1、机组部件连接处松动，地脚螺丝松动、断裂；

2、机座(台板)二次浇灌体松动，基础产 生裂缝；

3、汽轮机叶片应力过高而疲劳折断；

4、危机保安器发生误动作；

5、通流部分的轴封装置发生摩擦或磨损，严重时可能因此引起主轴的弯曲；

6、滑销磨损，滑销严重磨损时，还会影响机组的正常热膨胀，从而进一步引起更严重的事故；

7、轴瓦乌金破裂，紧固螺钉松脱、断裂；

8、发电机转子护环松弛磨损，芯环破损，电气绝缘磨破，一直造成接地或短路；

9、励磁机整流子及其碳刷磨损加剧等。

二、汽轮机振动原因的机理分析

（一）设计原因

轴承选型不合理，造成轴承工作稳定性差，因此产生油膜振荡引起汽轮机组的振动；结构设计刚度不够，发电机转子进入热态时产生不平衡或支撑力刚度变化从而引起振动；随热态负荷的增加、各轴瓦振动急剧爬升也可能引起汽轮机组振动。以上都是设计考虑不当所造成。

（二）制造原因

1、转子不平衡产生的振动；

2、联轴器的加工不精确；

3、转子制造缺陷产生的振动；

4、其他原因。

（三）安装和检修原因

1、轴承标高不合理；

2、转子中心不正：1.转子与汽缸或静子的同心度；2.轴系连接的同心度和平直度；3.轴承标高；

3、轴承特性；

4、滑销系统；

5、摩擦引起振动；

6、转子结垢；

7、转子中心孔。

（四）运行原因

机组的振动除了与上面的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。

1、机组膨胀；

2、汽缸的上下温差过大；

3、真空下降；

4、轴封供汽带水；

5、轴 承润滑；

6、发电机转子电流；

7、断叶片。

（五）异常振动的原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。

1.汽流激振现象与故障排除

汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行 参数的影响明显，如负荷，且增大应该呈突发性。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来 流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊 乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特 征，其故障分析要通过长时间（一年以上）记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率，从5T/h到50/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。

2转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除

转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是两种不同的故障，但其故障机理相同，都与转子质量偏心类似，因而都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力。与质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动，因而在轴向还会产生较大的工频振动。另外，转轴弯曲时，由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同，两者之间相互作用会有所抵消，转轴的振幅在某个转速下会有所减小，即在某个转速上，转轴的振幅会产生一个“凹谷”，这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不衡量时，振幅的减少发生在临界转速以下；当弯曲作用大于不平衡量时，振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子以减低机组异常振动。没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。

1.3摩擦振动的特征、原因与排除

摩擦振动的特征：一是由于转子热弯曲将产生新的不平衡力，因此振动信号的主频仍为工频，但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量，有时波形存在“削顶”现象。二是发生摩擦时，振动的幅值和相位都具有波动特性，波动持续时间可能比较长。摩擦严重时，幅值和相位不再波动，振幅会急剧增大。三是降速过临界时的振动一般较正常升速时大，停机后转子静止时，测量大轴的晃度比原始值明显增加。摩擦振动的机理：对汽轮机转子来讲，摩擦可以产生抖动、涡动等现象，但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的，由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧，导致转子径向截面上温度不均匀，局部加热造成转子热弯曲，产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。

2.关于汽轮机异常振动故障原因查询步骤的分析

生产中经常遇到瓦盖振、轴振的异常变化，引起振动异常的原因很多。根据振动产生的集中原因，在查找振动主要来源时要注意下面几个要素：振动的频率是1X，2X，1/2X等。振动的相位是否有变化及相邻轴承相位的关系。振动的稳定性如何（指随转速、负荷、温度、励磁电流、时间、等的变化是否变化）。例如汽轮机转子质量不平衡会有下列现象：升速时振 动与转速的二次方成正比，转速高振动大。特别过临界时振动比以往大得多。振动的频率主 要是1X。振动的相位一般不变化及相邻轴承相位出现同相或反相。振动的稳定性好（在振 动没有引起磨擦的情况下），且重复性好。根据振动特征与日常检测维修记录多方面分析，出故障原因最终排除。另外对于一些原本设计上有通病的机组，要做好心理准备并牢记其故障点，一旦出现情况首先要检查设计缺陷部件。例如：某三缸两排气200MW汽轮机,轴封系统同300MW,现低压缸的两端轴承震动常在6、7丝左右，现发现如能维持低压轴封供汽温度在120－130度时，振动基本能降到4丝左右。加负荷时振动要上升，稳定一段时间后要下降，如果低压轴封供汽温度在150度以上时，振动也要上涨。过分析我们可以看出振动主要发生在#4轴，承，其主要原因是#4轴承座在排汽缸上，支撑刚性太差，对温度较为敏感，使#4轴承的标高发生变化。东方300MW汽轮机也存在同样的情况，这可能是设计上的一大通病。针对这一原因，其故障排除要加固#4轴承座的支撑，测量温度对#4轴承标高的具体影响值，以便在找中心时事先降低#4轴承标高。汽轮机异常振动时汽轮机运行过程中不可避免的故障,同时也是较为常见的故障。在进行此类故障排除时,不能急于拆解机组,首先要根据故障特征进行故障分析,确定故障点后查看机组维修记录,确认故障点零部件情况。如故障点零部件为刚刚检修过并更换,因再次确认故障点,确认为改点后进行拆解。一般来讲短期内进过维护保养的部件出现故障的几率远远小于维护时间长的部件。因此,在进行

汽轮机异常振动原因分析时要格外注意。机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重 要技术依据。多年来,不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说,接收了振动符合标准的机组以后,还必须加强振动监督,对振动监测做到制度化、经常化,必须在机组振动突然增大达到规程规定值时,及时果断地将机组停运,防止扩大损坏或对振动虽然增大,但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常现象。值得注意的是，随着汽轮机功率的增大，在轴承座刚度相当大的情况下，转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。应该直接测量转子的振动数值作为振动标准才是合理的，在运行中，一旦发现振动异常，除应加强对有关参数的监视、仔细倾听汽轮机内部声音外，还应视具体情况立即减负荷乃至停机检查。必要时通过各种试验来分析机组振动异常的原因，采取相应的处理方法及消除措施。

三、汽轮机振动的防护措施

（一）设计制造方面

在汽轮机组未进入现场安装之前时，业主方应委托正规的监理公司对设计制造全过程进行跟踪监督，尽可能将设计制造缺陷减小为零。

（二）安装检修方面

汽轮机组安装、检修过程的控制是减少机组振动最为重要的手段。每一个工序如果不认真加以控制，都有可能增加机组产生振动的因素。故此，笔者认为，在安装、检修过程采用有效措施方法对以下几个环节加以控制，就能够尽可能地减少汽轮机振动影响因素。

1、联轴器装配；

2、控制好轴承轴径水平；

3、轴系对中；

4、轴承研磨；

5、垫铁及滑销系统安装；

6、确立转子中心的办法；

7、动静部分间隙控制；

8、其他。

（三）运行维护方面

1、监视措施

汽轮机应当装设轴承振动测量装置和大轴振动测量装置，用于监视机组的振动情况，当振动过允许值时，应当发出声光报警信号，以提醒运行人员注意，及时采取相应措施，以免造成事故。

2、保护措施

机组应装设振动保护装置，当振动超过极限值时，发出脉冲信号去驱动保护控制电路，自动关闭主汽门，实行紧急停机，保护机组安全。

3、汽轮机组运行中振动的处理办法

6.汽轮机运行讲解 篇六

《汽轮机运行值班员（13.回热加热系统理论上最佳给水温度相对应的是（B）。

(A)回热循环热效率最高；(B)回热循环绝对内效率最高；(C)电厂煤耗率最低；(D)电厂热效率最高。

14.采用回热循环后，与之相同初参数及功率的纯凝汽式循环相比，它的（B）。

(A)汽耗量减少；(B)热耗率减少；(C)做功的总焓降增加；(D)做功不足系数增加。

15.如对50MW机组进行改型设计，比较合理的可采用方案是（D）（原机组参数为p0=3.5MPa，t0=435℃，pc=0.5kPa）。

(A)采用一次中间再热；(B)提高初温；(C)提高初压；(D)同时提高初温、初压。

16.再热机组在各级回热分配上，一般采用增大高压缸排汽的抽汽，降低再热后

趋于180°。26.交流电（A）mA为人体安全电流。(A)10；(B)20；(C)30；(D)50。

27.直流电（D）mA为人体安全电流。(A)10；(B)20；(C)30；(D)50。

28.生产厂房内外工作场所的常用照明，应该保证足够的亮度。在操作盘、重要表计、主要楼梯、通道等地点还必须设有（A）。

(A)事故照明；(B)日光灯照明；(C)白炽灯照明；(D)更多的照明。

29.电缆着火后无论何种情况都应立即（D）。

(A)用水扑灭；(B)通风；(C)用灭火器灭火；(D)切断电源。

30.如发现有违反《电业安全工作规程》，并足以危及人身和设备安全者，应（C）。(A)汇报领导；(B)汇报安全部门；(C)立即制止；(D)给予行政处分。

31.汽轮机变工况运行时，容易产生较大热应力的部位是（B）。

(A)汽轮机转子中间级处；(B)高压转子

(D)(D)40.当转轴发生自激振荡时，（B）。

(A)转轴的转动中心是不变的；(B)转轴的转动中心围绕几何中心发生涡动；(C)转轴的转动中心围绕汽缸轴心线发生涡动；(D)转轴的转动中心围绕转子质心发生涡动。

41.当转轴发生油膜振荡时，（D）。

(A)振动频率与转速相一致；(B)振动频率为转速之半；(C)振动频率为转速的一倍；(D)振动频率与转子 受破坏；(D)防止泵轴弯曲或轴承油膜破坏造成轴瓦烧毁。

54.当凝汽器真空度降低，机组负荷不变时，轴向推力（A）。(A)增加；(B)减小；(C)不变；(D)不确定。

55.当（B）发生故障时，协调控制系统的迫降功能将使机组负荷自动下降到50%MCR或某一设定值。(A)主设备；(B)机组辅机；(C)发电机；(D)锅炉。

56.两班制调峰运行方式为保持汽轮机较高的金属温度，应采用（C）。

(A)滑参数停机方式；(B)额定参数停机方式；(C)定温滑压停机方式；(D)任意方式。

57.汽轮机发生水冲击时，导致轴向推力急剧增大的原因是（D）。

(A)蒸汽中携带的大量水分撞击叶轮；(B)蒸汽中携带的大量水分引起动叶的反动度增大；(C)蒸汽中携带的大量水分使蒸汽流量增大；(D)蒸汽中携带的大量水分形成水塞叶片汽道现象。

58.汽轮发电机的振动水平是用（D）来表示的。

(A)基础的振动值；(B)汽缸的振动值；(C)地对轴承座的振动值；(D)轴承和轴颈的振动值。

59.机组频繁启停增加寿命损耗的原因是（D）。

(A)上下缸温差可能引起动静部分摩擦；(B)胀差过大；(C)汽轮机转子交变应力太大；(D)热应力引起的金属材料疲劳损伤。

60.国产300、600MW汽轮机参加负荷调节时，机组的热耗表现为（C）。

(A)纯变压运行比定压运行节流调节高；(B)三阀全开复合变压运行比纯变压运行高；(C)定压运行喷嘴调节比定压运行节流调节低；(D)变压运行最低。

61.汽轮机变工况运行时，蒸汽温度变化率愈（A），转子的寿命消耗愈（A）。(A)大、大；(B)大、小；(C)小、大；(D)寿命损耗与温度变化没有关系。

62.作真空系统严密性试验时，如果凝汽器真空下降过快或凝汽器真空值低于（B）MPa，应立即开启抽气器空气泵，停止试验。

(A)0.09；(B)0.087；(C)0.084；(D)0.081。

63.数字式电液控制系统用作协调控制系统中的（A）部分。

(A)汽轮机执行器；(B)锅炉执行器；(C)发电机执行器；(D)协调指示执行器。

64.根据环境保护的有关规定，机房噪声一般不超过（B）dB。(A)80～85；(B)85～90；(C)90～95；(D)95～100。

65.为了防止油系统失火，油系统管道、阀门、接头、法兰等附件承压等级应按耐压试验压力选用，一般为工作压力的（C）倍。

(A)1.5；(B)1.8；(C)2；(D)2.2。

66.中间再热机组应该（B）进行一次高压主汽门、中压主汽门（中压联合汽门）关闭试验。(A)隔天；(B)每周；(C)隔10天；(D)每两周。

67.机组启动前，发现任何一台油泵或其自启动装置有故障时，应该（D）。(A)边启动边抢修；(B)切换备用油泵；(C)报告上级；(D)禁止启动。

二、判断题（正确的请在括号内打“√”，错误的打“³”，共97题）

1.三极管的开关特性是指控制基极电流，使三极管处于放大状态和截止状态。（）

答案:³

2.三个元件的平均无故障运行时间分别为MTBF1=1500h、MTBF2=1000h、MTBF3=500h，当这三个元件串联时，系统的MTBFs应是500h。（）

答案:³

3.汽轮机的转动部分包括轴、叶轮、动叶栅、联轴器和盘车装置等。（）

答案:√

4.异步电动机的功率因数可以是纯电阻性的。（）

答案:³

5.企业标准化是围绕实现企业生产目标，使企业的全体成员、各个环节和部门，从纵向到横向的有关生产技术活动达到规范化、程序化和科学化。（）

答案:³

6.具体地说，企业标准化工作就是对企业生产活动中的各种技术标准的制定。（）

答案:³

7.采用中间再热循环的目的是降低汽轮机末级蒸汽湿度，提高循环热效率。（）

答案:√

8.从干饱和蒸汽加热到一定温度的过热蒸汽所加入的热量叫过热热。（）

答案:√

9.调速系统由感受机构、放大机构、执行机构、反馈机构组成。（）

答案:√

10.汽轮机常用的联轴器有三种，即刚性联轴器、半挠性联轴器和挠性联轴器。（）

答案:√

11.当流体流动时，在流体层间产生阻力的特性称为流体的黏滞性。（）

答案:³

12.从辐射换热的角度上看，一个物体的吸收率小，则辐射能力强。（）

答案:³

13.中间再热机组设置旁路系统的作用之一是保护汽轮机。（）

答案:³

14.汽轮机负荷增加时，流量增加，各级的焓降均增加。（）

答案:³

15.水蒸气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、干饱和蒸汽和过热蒸汽。（）

答案:√

16.危急保安器常见的形式有偏心飞环式和偏心飞锤式。（）

答案:√

17.循环水泵的主要特点是流量大、扬程小。（）

答案:√

18.火力发电厂的循环水泵一般采用大流量、高扬程的离心式水泵。（）

答案:³

19.目前，火力发电厂防止大气污染的主要措施是安装脱硫装置。（）

答案:³

20.水力除灰管道停用时，应从最低点放出管内灰浆。（）

答案:√

21.气力除灰系统一般用来输送灰渣。（）

答案:³

22.汽轮机变工况时，级的焓降如果不变，级的反动度也不变。（）

答案:√

23.汽轮机冷态启动冲转的开始阶段，蒸汽在金属表面凝结，但形不成水膜，这种形式的凝结称珠状凝结。（）

答案:√

24.凝汽式汽轮机当蒸汽流量增加时，调节级焓降增加，中间级焓降基本不变，末几级焓降减少。（）

答案:³

25.汽轮机内叶轮摩擦损失和叶高损失都是由于产生涡流而造成的损失。（）

答案:√

26.汽轮机供油系统的主要任务是保证调速系统用油，供给机组各轴承的润滑和冷却用油，及供给发电机密封用油。（）

答案:√

27.蒸汽的初压力和终压力不变时，提高蒸汽初温能提高朗肯循环热效率。（）

答案:√

28.蒸汽初压和初温不变时，提高排汽压力可提高朗肯循环的热效率。（）

答案:³

29.降低排汽压力可以使汽轮机相对内效率提高。（）

答案:³

30.蒸汽与金属间的传热量越大，金属部件内部引起的温差就越小。（）

答案:³

31.汽轮机金属部件承受的应力是工作应力和热应力的叠加。（）

答案:√

32.汽轮机的寿命包括出现宏观裂纹后的残余寿命。（）

答案:³

33.汽轮机在稳定工况下运行时，汽缸和转子的热应力趋近于零。（）

答案:√

34.汽轮机的节流调节法也称质量调节法。只有带上额定负荷，节流门才完全开启。（）

答案:√

35.汽轮机冷态启动定速并网后加负荷阶段容易出现负胀差。（）

答案:³

36.并列运行的汽轮发电机组间负荷经济分配的原则是按机组汽耗（或热耗）微增率从小到大依次进行分配。（）

答案:√

37.双侧进油式油动机的特点是：当油系统发生断油故障时，仍可将自动主汽门迅速关闭，但它的提升力较小。（）

答案:³

38.汽轮机静止部分主要包括基础、台板、汽缸、喷嘴、隔板、汽封、轴承等。（）

答案:√

39.电流直接经过人体或不经过人体的触电伤害叫电击。（）

答案:³

40.主蒸汽管道保温后，可以防止热传递过程的发生。（）

答案:³

41.对违反DL 408—1991《电业安全工作规程》者，应认真分析，区别情况，加强教育。（）

答案:³

42.在金属容器内，应使用36V以下的电气工具。（）

答案:³

43.室内着火时，应立即打开门窗，以降低室内温度进行灭火。（）

答案:³

44.触电人心脏停止跳动时，应采用胸外心脏挤压方法进行抢救。（）

答案:√

45.300MW机组循环水泵出口使用蝶阀或闸阀都可以。（）

答案:³

46.阀门的公称直径是一种名义计算直径，用Dg表示，单位为毫米（mm）。一般情况下，通道直径与公称直径是接近相等的。（）

答案:√

47.迷宫密封是利用转子与静子间的间隙进行节流、降压来起密封作用的。（）

答案:√

48.水泵中离心叶轮比诱导轮有高得多的抗汽蚀性能。（）

答案:³

49.按外力作用的性质不同，金属强度可分为抗拉强度和抗压强度、抗弯强度、抗扭强度等。（）

答案:√

50.汽轮发电机大轴上安装接地碳刷是为了消除大轴对地的静电电压。（）

答案:√

51.汽轮机在减负荷时，蒸汽温度低于金属温度，转子表面温度低于中心孔的温度，此时转子表面形成拉伸应力，中心孔形成压应力。（）

答案:√

52.轴流泵启动有闭阀启动和开阀启动两种方式，主泵与出口阀门同时启动为开阀启动。（）

答案:³

53.闸阀在运行中必须处于全开或全关位置。（）

答案:√

54.为防止冷空气冷却转子，必须等真空到零，方可停用轴封蒸汽。（）

答案:³

55.金属在蠕变过程中，弹性变形不断增加，最终断裂。（）

答案:³

56.汽轮机热态启动和减负荷过程一般相对膨胀出现正值增大。（）

答案:³

57.汽轮机润滑油温过高，可能造成油膜破坏，严重时可能造成烧瓦事故，所以一定要保持润滑油温在规定范围内。（）

答案:√

58.滑参数停机时，为保证汽缸热应力在允许范围之内，要求金属温度下降速度不要超过1.5℃/min。在整个滑参数停机过程中，新蒸汽温度应该始终保持有50℃的过热度。（）

答案:√

59.改变管路阻力特性的常用方法是节流法。（）

答案:√

60.水冷发电机入口水温应高于发电机内氢气的露点，以防发电机内部结露。（）

答案:√

61.发现汽轮机胀差变化大时，首先检查主蒸汽温度和压力，并检查汽缸膨胀和滑销系统，进行分析，采取措施。（）

答案:√

62.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。（）

答案:√

63.当供热式汽轮机供热抽汽压力保持在正常范围时，机组能供给规定的抽汽量，调压系统的压力变动率为5%～8%左右。（）

答案:√

64.汽轮机停机后的强制冷却介质采用蒸汽与空气。（）

答案:√

65.汽轮机超速试验时，为防止发生水冲击事故，必须加强对汽压、汽温的监视。（）

答案:√

66.大型汽轮机启动后应带低负荷运行一段时间后，方可做超速试验。（）

答案:√

67.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。（）

答案:√

68.汽轮机调速级处的蒸汽温度与负荷无关。（）

答案:³

69.汽轮机在冷态启动和加负荷过程中，蒸汽将热量传给金属部件，使之温度升高。（）

答案:√

70.在汽轮机膨胀或收缩过程中出现跳跃式增大或减小时，可能是滑销系统或台板滑动面有卡涩现象，应查明原因予以消除。（）

答案:√

71.汽轮机汽缸与转子以同一死点膨胀或收缩时出现的差值称相对膨胀差。（）

答案:³

72.汽轮机转子膨胀值小于汽缸膨胀值时，相对膨胀差为负值差胀。（）

答案:√

73.汽轮机冷态启动和加负荷过程一般相对膨胀出现向负值增大。（）

答案:³

74.汽轮机相对膨胀差为零说明汽缸和转子的膨胀为零。（）

答案:³

75.一般汽轮机热态启动和减负荷过程相对膨胀出现向正值增大。（）

答案:³

76.汽轮发电机组最优化启停是由升温速度和升温幅度来决定的。（）

答案:√

77.汽轮机的超速试验只允许在大修后进行。（）

答案:³

78.运行中机组突然发生振动的原因较为常见的是转子平衡恶化和油膜振荡。（）

答案:√

79.单元制汽轮机调速系统的静态试验一定要在锅炉点火前进行。（）

答案:√

80.汽轮机转动设备试运前，手盘转子检查时，设备内应无摩擦、卡涩等异常现象。（答案:√

）

81.一般辅助设备的试运时间应连续运行1～2h。（）

答案:³

82.汽轮机甩负荷试验，一般按甩额定负荷的1/

3、1/

2、3/4及全部负荷四个等级进行。（）

答案:³

83.油系统着火需紧急停机时，只允许使用润滑油泵进行停机操作。（）

答案:√

84.禁止在油管道上进行焊接工作；在拆下的油管道上进行焊接时，必须事先将管道清洗干净。（）

答案:√

85.调节系统动态特性试验的目的是测取电负荷时转速飞升曲线，以准确评价过渡过程的品质。（）

答案:√

86.汽轮机空负荷试验是为了检查调速系统空载特性及危急保安器装置的可靠性。（）

答案:√

87.润滑油油质恶化将引起部分轴承温度升高。（）

答案:³

88.汽轮机机组参与调峰运行，由于负荷变动和启停频繁，机组要经常承受剧烈的温度和压力变化，缩短了使用寿命。（）

答案:√

89.当转子在 H性能曲线的下降段才能保证水泵运行的稳定性。（）

91.液体流动时影响能量损失的主要因素是流体的粘滞性。（）

答案:√

92.锅炉的蒸汽参数是指锅炉干饱和蒸汽的压力和温度。（）

答案:³

93.工作票签发人、工作票许可人、工作负责人对工作的安全负有责任。（）

答案:√

94.工作负责人应对工作许可人正确说明哪些设备有压力、高温和有爆炸危险。（）

答案:³

95.工作结束前，如必须改变检修与运行设备的隔离方式，必须重新签发工作票。（）

答案:√

96.由于受客观条件限制，在运行中暂时无法解决、必须在设备停运时才能解决的设备缺陷，称三类设备缺陷。（）

答案:³

97.水力除灰管道停用时，应从最低点放出管内灰浆。（）

答案:√

三、简答题（请填写答案，共16题）

1.单元制主蒸汽系统有何优缺点？适用何种形式的电厂？

:答：主蒸汽单元制系统的优点是：系统简单、机炉集中控制，管道短、附件少、投资少、管道的压力损失小、检修工作量小、系统本身发生事故的可能性小。

蒸汽单元制系统的缺点是：相邻单元之间不能切换运行，单元中任何一个主要设备发生故障，整个单元都要被迫停止运行，运行灵活性差。

该系统广泛应用于高参数大容量的凝汽式电厂及蒸汽中间再热的超高参数电厂。

2.根据汽缸温度状态怎样划分汽轮机启动方式？

:答：各厂家机组划分方式并不相同。一般汽轮机启动前，以上汽缸调节级内壁温度150℃为界，小于150℃为冷态启动，大于150℃为热态启动。有些机组把热态启动又分为温态、热态和极热态启动，这样做只是为了对启动温度提出不同要求和对升速时间及带负荷速度作出规定。规定150～350℃为温态，350～450℃为热态，450℃以上为极热态。

3.表面式加热器的疏水方式有哪几种？发电厂通常是如何选择的？

:答：原则上有疏水逐级自流和疏水泵两种方式。实际上采用的往往是两种方式的综合应用。即高压加热器的疏水采用逐级自流方式，最后流入除氧器；低压加热器的疏水，一般也是逐级自流，但有时也将一号或二号低压加热器的疏水用疏水泵打入该级加热器出口的主凝结水管中，避免了疏水流入凝汽器而产生的热损失。

4.热力系统节能潜力分析包括哪两个方面的内容？

:答：（1）热力系统结构和设备上的节能潜力分析。它通过热力系统优化来完善系统和设备，达到节能目的。

（2）热力系统运行管理上的节能潜力分析。它包括运行参数偏离设计值，运行系统倒换不当，以及设备缺陷等引起的各种做功能力亏损。热力系统运行管理上的节能潜力，是通过加强维护、管理，消除设备缺陷，正确倒换运行系统等手段获得。

5.大型汽轮发电机组的旁路系统有哪几种形式？

答：（1）两级串联旁路系统（实际上是两级旁路三级减压减温）。

（2）一级大旁路系统。由锅炉来的新蒸汽，经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。

（3）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。

（4）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“启动、溢流、安全”三种功能，故被称为三用阀旁路系统。6.发电厂应杜绝哪五种重大事故？

答：发电厂要杜绝的五种重大事故是：① 人身死亡事故；② 全厂停电事故；③ 主要设备损坏事故；④ 火灾事故；⑤ 严重误操作事故。

7.汽轮机启动前主蒸汽管道、再热蒸汽管道的暖管为什么要控制温升率？

:答：暖管时要控制蒸汽温升速度，温升速度过慢将拖长启动时间，温升速度过快会使热应力增大，造成强烈的水击，使管道振动以至损坏管道和设备。所以，一定要根据制造厂规定，控制温升率。

8.对于湿冷机组，作真空严密性试验的步骤及注意事项是什么？

:答：真空严密性试验步骤及注意事项如下：

（1）汽轮机带额定负荷的80%，运行工况稳定，保持抽气器或真空泵的正常工作。记录试验前的负荷、真空、排汽温度。

（2）关闭抽气器或真空泵的空气门。

（3）空气门关闭后，每分钟记录一次凝汽器真空及排汽温度，8min后开启空气门，取后5min的平均值作为测试结果。

（4）真空下降率小于0.4kPa/min为合格，如超过应查找原因，设法消除。在试验中，当真空或排汽温度出现异常时，应立即停止试验，恢复原运行工况。

9.如何做危急保安器充油试验？

答：（1）危急保安器每运行两个月应进行充油活动校验。

（2）校验时必须汇报值长同意后进行（一般在中班系统负荷低谷时进行）。

（3）揿下切换油门销钉，将切换油门手轮转至被校验危急保安器位置（No1或No2）。

（4）将被校验危急保安器喷油阀向外拉足，向油囊充油；当被校验危急保安器动作显示牌出现时放手。（5）将喷油阀向里推足，当被校验危急保安器动作显示牌复位时松手。

（6）确定被校验的危急保安器动作显示牌复位时，揿下切换油门销钉，将切换油门手轮转至“正常”位置。

（7）用同样方法校验另一只危急保安器。

10.如何做危急保安器超速试验？ 答：危急保安器超速试验步骤如下：

（1）在下列情况应进行危急保安器超速试验：① 汽轮机新安装后及机组大小修后；② 危急保安器检修后；③ 机组停用一个月后再启动时；④ 每运行两个月后不能进行充油活动校验时。

（2）校验时应用两种不同的转速表（可参考一次油压和主油泵出口油压）。

（3）超速试验一般应在机组启动时并手动脱扣良好、高压内缸温度为200℃以上时进行。在其他特殊情况下进行超速试验应制定特殊措施，并经总工程师批准后才可进行。

（4）揿下试验油门销钉，将试验油门手轮转至动作低的危急保安器。

（5）用辅同步器手轮向增荷方向转动，使转速均匀上升，当“遮断”字样出现时，该转速即是试验油门所指的低转速危急保安器动作转速。这时可继续升速至另一只危急保安器动作，使主汽门关闭时停止（如果超过3360r/min不动作，应立即手动脱扣，停止校验）。

（6）超速脱扣后拍脱扣器，启动调速油泵，将辅同步器及试验油门恢复到启动正常位置，当转速下降到3000r/min，停用调速油泵。

（7）记录脱扣转速是否在3300～3360r/min范围内。

11.防止轴瓦损坏的主要技术措施有哪些？ :答：防止轴瓦损坏的主要技术措施如下：

（1）油系统各截止门应有标示牌，油系统切换工作按规程进行。（2）润滑油系统截止门采用明杆门或有标尺。

（3）高低压供油设备定期试验，润滑油应以汽轮机中心线距冷油器最远的轴瓦为准。直流油泵熔断器宜选较高的等级。

（4）汽轮机达到额定转速后，停止高压油泵，应慢关出口油门，注意油压变化。

（5）加强对轴瓦的运行监督，轴承应装有防止轴电流的装置，油温测点、轴瓦乌金温度测点应齐全可靠。

（6）油箱油位应符合规定。（7）润滑油压应符合设计值。

（8）停机前应试验润滑油泵正常后方可停机。（9）严格控制油温。

（10）发现下列情况应立即打闸停机：① 任一轴瓦回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃；② 主轴瓦乌金温度超过85℃；③ 回油温度升高且轴承冒烟；④ 润滑油泵启动后，油压低于运行规定允许值。

12.凝汽器停机后，如何进行加水查漏（上水检漏）？ 答：凝汽器停机后，按如下步骤查漏：

（1）凝汽器铜管（或钛管/不锈钢管）查漏（低水位查漏）：① 确定凝汽器循环水进水门关闭，切换手轮放至手动位置，水已放尽，汽侧和水侧人孔门已打开，高中压汽缸金属温度均在300℃以下；② 凝汽器弹簧用支撑撑好；③ 加软水至铜管（或钛管/不锈钢管）全部浸没为止；④ 查漏结束，放去存水，由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭汽侧和水侧人孔门，放水门；⑤ 将凝汽器支撑弹簧拆除；⑥ 全面检查，将设备放至备用位置。

（2）凝汽器汽侧漏空气查漏（高水位查漏）：① 凝汽器汽侧漏空气查漏工作的水位的监视应由班长指定专人监视，在进水未完毕前不得离开；② 高中压汽缸金属温度均在200℃以下方可进行加水，并注意上下缸温差；③ 确定凝汽器循环水进水门关闭、切换手轮放至手动位置、水已放尽、汽侧和水侧人孔门已打开；④ 凝汽器弹簧用支撑撑好；⑤ 加软水至汽侧人孔门溢水后，开启汽侧监视孔门及顶部空气门，关闭汽侧人孔门，加软水至汽侧监视孔门溢水止；⑥ 查漏结束后，放去存水，由班长检查确已无人，无工具遗留时，关闭汽侧监视孔门及顶部空气门，关闭水侧人孔门放水门；⑦ 将凝汽器支撑弹簧拆除。

全面检查将设备放至备用位置。

13.如何进行凝汽器不停机查漏？ :答：凝汽器不停机查漏步骤如下：

（1）与值长联系将机组负荷减至额定负荷的70%左右。（2）将不查漏的一侧凝汽器循环水进水门适当开大。（3）关闭查漏一侧的凝汽器至抽气器空气门。

（4）关闭查漏一侧的凝汽器循环水进水门及连通门，调整循环水空气门；循环水空气门关闭后，必须将切换手柄放至手动位置。

（5）检查机组运行正常后，开启停用一侧凝汽器放水门。（6）确认凝汽器真空和排汽温度正常。（7）开启停用一侧凝汽器人孔门，进入查漏。

（8）查漏完毕后，由班长检查确无人且无工具遗留时，关闭凝汽器人孔门及放水门。

（9）开启停用一侧凝汽器循环水进水门，调整循环水空气门、循环水连通门，将另一侧循环水进水门调正。

（10）将停用一侧凝汽器至抽气器空气门开启。（11）用同样方法对另一侧凝汽器查漏。

14.安全门升压试验方法是如何？ :答：安全门升压的试验方法如下：

（1）校验时应有汽轮机检修配合。

（2）确定压力表准确，安全门的隔离门开启。（3）安全门升压校验前先手动校验正常。

（4）逐渐开启容器进汽门，待容器安全门在规定值动作时关闭（如不在规定值动作，应由检修调正）。（5）校验时的压力不得超过容器安全门动作值。（6）检验不合格不得投入运行。

15.汽轮机启动、停机时，为什么要规定蒸汽的过热度？

答：如果蒸汽的过热度低，在启动过程中，由于前几级温度降低过大，后几级温度有可能低到此级压力下的饱和温度，变为湿蒸汽。蒸汽带水对叶片的危害极大，所以在启动、停机过程中蒸汽的过热度要控制在50～100℃较为安全。

16.热态启动时，为什么要求新蒸汽温度高于汽缸温度50～80℃？

答：机组进行热态启动时，要求新蒸汽温度高于汽缸温度50～80℃。这可以保证新蒸汽经调节汽门节流、导汽管散热、调节级喷嘴膨胀后，蒸汽温度仍不低于汽缸的金属温度。因为机组的启动过程是一个加热过程，不允许汽缸金属温度下降。如在热态启动中新蒸汽温度太低，会使汽缸、法兰金属产生过大的应力，并使转子由于突然受冷却而产生急剧收缩，高压差胀出现负值，使通流部分轴向动静间隙消失而产生摩擦，造成设备损坏。

四、计算题（请填写答案，共21题）

1.某循环热源温度t1=538℃，冷源温度t2=38℃，在此温度范围内循环可能达到的最大热效率是多少？ 解：已知T1=273+538=811（K）

T2=273+38=311（K）

=(1T2/T1)³100%=(1311/811)³100%=61.7% 答：最大热效率是61.7%。

2.某喷嘴的蒸汽进口处压力p0为1.0MPa，温度t为300℃，若喷嘴出口处压力p1为0.6MPa，问该选用哪一种喷嘴？ 解：查水蒸气表或hs图可知，喷嘴前蒸汽为过热蒸汽，其临界压力比k=0.546。这组喷嘴的压力比为

p1/p0=0.6/1.0=0.6>0.546 答：其压力比大于临界压力比，应选渐缩喷嘴。

3.汽轮机某压力级喷嘴中理想焓降hn=40.7kJ/kg，前一级可利用的余速能量

=1.34kJ/kg，动叶片中产生的理想焓降hb=6.7kJ/kg，喷嘴损失为hn=2.5kJ/kg，动叶片损失hb=1.8kJ/kg，余速损失hc2=1.4kJ/kg，求该级的轮周效率u。

解：轮周效率

u=(+hn+hbhnhb2.5hc2)/(1.8+hn+hb)³100% =(1.34+40.7+6.7=88.3%

1.4)/(1.34+40.7+6.7)³100% 答：轮周效率为88.3%。

4.某汽轮机每小时排汽量D1=650t，排汽焓h1=560³4.186 8kJ/kg，凝结水焓h2=40³4.186 8kJ/kg，凝汽器每小时用循环冷却水量D2=42 250t。水的比热容c=4.186 8kJ/kg，求循环冷却水温升。解：t=[(h1h2)³D1]/()

=41 868³(56040)³650/(42 250³4.186 8)=8（℃）

答：循环冷却水温升为8℃。

5.某发电厂年发电量为103.155 9³108kW²h，燃用原煤5 012 163t。原煤的发热量为5100³4.186 8kJ/kg。求该发电厂的发电煤耗率。

解：标准煤燃煤量=(5012163³5100³4.1868)/(7000³ 4.1868)= 3 651 718.757（t）

发电煤耗量=(3 651 718.757³106)/(1 031 559³108)=354［g /（kW²h）］

答：该发电厂的发电煤耗率是354g /（kW²h）。

6.某发电厂年发电量为103.155 9³10kW²h，燃用原煤5 012 163t。原煤的发热量为21 352.68kJ/kg，全年生产用电64 266³108kW²h。求该发电厂的供电煤耗。

解：标准燃煤量=(5 012 163³21 352.68)/(7000³4.186 8)= 3651 718.757（t）

供电燃耗量=(3 651 718.757³106)/(1 031 559³10864 266³108)= 377.5［g /（kW²h）］ 答：该发电厂的供电煤耗率是377.5g /（kW²h）。

7.某台汽轮机带额定负荷与系统并列运行，由于系统事故，该机甩负荷至零，如果调节系统的速度变动率=5%，试问该机甩负荷后的稳定转速n2。

8解：根据转速变动率公式

=(n1n2)/n0³100%

式中 n1——负荷为额定功率的稳定转速；

n2 ——负荷为零的稳定转速； n0 ——额定转速。

则 n2=(1+)n0=(1+0.05)³3000=3150（r/min）

答：稳定转速为3150r/min。

8.一台汽轮机初参数p0=10MPa，t0=500℃，凝汽器背压p1=0005MPa，给水回热温度t2=180℃，求该机的循环效率t。解：查表得下列值

h0=3372kJ/kg

h1=2026kJ/kg（理想排汽焓）h2≈180³4.186 8=753.6kJ/kg

汽轮机的循环效率为

t=(h0h1)/(h0h2)³100% =(33722026)/(3372753.6)³100%=51.4%

答：该机的循环效率为51.4%。

9.汽轮机的主蒸汽温度每低于额定温度10℃，汽耗量要增加1.4%。一台P=25 000kW的机组带额定负荷运行，汽耗率d=4.3kg/（kW²h），主蒸汽温度比额定温度低15℃，计算该机组每小时多消耗多少蒸汽量。

解：主蒸汽温度低15℃时，汽耗增加率为 =0.014³15/10=0.021

机组在额定参数下的汽耗量为

D=Pd=25 000³4.3=107 500kg/h=107.5（t/h）

由于主蒸汽温度比额定温度低15℃致使汽耗量的增加量为 D=D³δ=107.5³0.021=2.26（t/h）

答：由于主蒸汽温度比额定温度低15℃，使该机组每小时多消耗蒸汽量2.26t。

10.某锅炉蒸发量D=130t/h，给水温度为172℃，给水压力为4.41MPa，过热蒸汽压力为3.92MPa，过热蒸汽温度为450℃，锅炉的燃煤量m=16 346kg/h，燃煤的低位发热量为Qar，net=22 676kJ/kg，试求锅炉的效率。

解：由汽水的性质查得给水焓h1=728kJ/kg，主蒸汽焓h0=3332kJ/kg。

锅炉输入热量

Q1=mQar，net=16 346³22 676=3.7³108（kJ/h）

锅炉输出热量

Q2=D(h0h1)=130³103³(3332728)=3.39³108（kJ/h）

锅炉效率

=Q2/Q1³100% =3.39³108/3.7³108³100% =91.62%

答：该锅炉的效率是91.62%。

11.某冲动级喷嘴前压力p0=1.5MPa，温度为t0=300℃，喷嘴后压力为1.13MPa，喷嘴前的滞止焓降为=1.2kJ/kg，求该级的理想焓降。

解：根据滞止焓的公式，先求出滞止焓=h0+

在hs图上，查得喷嘴前的初焓h0=3040kJ/kg，喷嘴出口理想焓h1t=2980kJ/kg =h0+=3040+1.2=3041.2（kJ/kg）

理想焓降为 =hlt=3041.22980=61.2（kJ/kg）

答：该级的理想焓降为61.2kJ/kg。

12.已知某级的理想焓降ht=61.2kJ/kg，喷嘴的速度系数 =0.95，求喷嘴出口理想速度c1t及出口的实际速度c1。

解：喷嘴出口理想速度为

c1t=1.414³=1.414³=349.8（m/s）

=1.414³喷嘴出口实际速度为

c1=c1t=0.95³349.8=332.31（m/s）

答：喷嘴出口实际理想速度及实际速度分别为349.8m/s及332.3m/s。

13.某级喷嘴出口绝对进汽角1=13.5°，实际速度c1=332.31m/s，动叶出口绝对排汽角2=89°，动叶出口绝对速度c2=65m/s，通过该级的蒸汽流量qm=60kg/s，求圆周方向的作用力F。

解：圆周作用力为

F=qm(c1cos1+c2cos2)=60³(332.31cos13.5°+65cos89°)=60³324.3 =19 458（N）

答：该级圆周作用力为19 458N。

14.某汽轮机调节系统静态特性曲线在同一负荷点增负荷时的转速为2980r/min，减负荷时的转速为2990r/min，额定转速nN为3000r/min，求该调节系统的迟缓率。

解：调节系统的迟缓率

=n/nN³100%

=(29902980)/3000³100%=0.33（%）

答：该调节系统的迟缓率为0.33%。

15.某台汽轮机从零负荷至额定负荷，同步器行程为h=9mm，该机组调节系统的速度变动率=5%，在同一负荷下，其他参数均不改变的情况下，同步器位置差h=1mm，试求该机组调节系统迟缓率。

解：调节系统迟缓率为

 = δ³h/h³100%=0.05³1/9³100%=0.56（%）

答：该机组调节系统迟缓率为0.56%。

16.如果在一个全周进汽的隔板上装有Z1=80个喷嘴，汽轮机的转速ne=3000r/min，求叶片所承受的高频激振力频率f。

答案:解：

f =Z1ns

ns=ne/60=3000/60=50（r/s）f = Z1ns =80³50=4000（Hz）

答：高频激振力频率为4000Hz。

17.某台汽轮机调节系统为旋转阻尼调节系统，在空负荷下，一次油压p1=0.217MPa，从空负荷至额定负荷一次油压变化值p=0.022MPa，求该机组调节系统的速度变动率。

解：因为p/p1=2n/n=2，则

 =p/(2p1)³100% =0.022/(2³0.217)³100% =5.07（%）

答：该汽轮机调节系统速度变动率为5.07%。

18.某厂一台P=12 000kW机组带额定负荷运行，由一台循环水泵增加至两台循环水泵运行，凝汽器真空率由H1=90%上升到H2=95%。增加一台循环水泵运行，多消耗电功率P′=150kW。计算这种运行方式的实际效益（在各方面运行条件不便的情况下，凝汽器真空率每变化1%，机组效益变化1%）。

解：凝汽器真空上升率为 H=H2H1=0.950.90=0.05

机组提高的效益为 P=PΔH=12 000³0.05=600（kW）

增加一台循环水泵运行后的效益为 PP′=600150=450（kW）

答：增加运行一台循环水泵每小时可增加450kW的效益。

19.已知进入凝汽器的蒸汽量Dco=198.8t/h，凝汽器设计压力pco=0.054MPa。凝汽器排汽焓hco=2290kJ/kg，凝结水焓=139.3kJ/kg，冷却水的进水温度tw1=20℃，冷却水比热容cp=4.186 8kJ/（kg²℃），冷却水量为12 390t/h，求冷却倍率、冷却水温升、传热端差。解：查表得pco压力下蒸汽的饱和温度tcos=34.25℃

冷却倍率

冷却水温升 t=(hcom=Dw/Dco=13 900/1988=62.3)/(cp³m)=(2290139.3)/(4.186 8³62.3)=8.25（℃）

冷却水出口温度

tw2=tw1+t=20+8.25=28.25（℃）

则传热端差

t=tcostw2=34.2528.25=6.0（℃）

答：冷却倍率为62.3，冷却水温升8.25℃，传热端差6.0℃。

20.某汽轮机汽缸材料为ZG20CrMoV，工作温度为535℃，材料的高温屈服极限

=225MPa，泊桑比=0.3，取安全系数n=2，弹性模数E=0.176³106MPa，线胀系数= 12.2³1061/℃，求停机或甩负荷时，汽缸内外壁的最大允许温差。解：该材料的许用应力 [σ]=/n=225/2=112.5MPa

汽缸内外壁的最大允许温差 t={[σ]³(1μ)}/(Eα)

66=[112.5³(10.3)]/( ³0.176³10³12.2³10)

=367/

停机或甩负荷时，汽缸受到冷却，应按内壁计算，取=2/3则

t=367/(2/3)=55（℃）

答：停机或甩负荷时，汽缸内外壁的最大允许温差为55℃。

21.一个理想的16位A/D转换器，转换的电压范围为0～10V，当输入信号为3.8V时，对应的二进制码应该是多少？

解：16位A/D转换器，最大数值为2=65 536。由于电压范围最大为10V，所以，10V对应65 536，那么3.8V为3.8³ 6553.6=24 903.48，取整为24 903。

其二进制表示为***11。答：对应的二进制码为***11。

五、绘图题（请填写答案，共20题）

1.绘出低压异步鼠笼式电动机的控制回路。答：如图E-3所示。

图E-3 接触器控制回路

2.画出火力发电厂给水泵连接系统图。答：如图E-8所示。

图E-8 给水泵连接系统

1—省煤器；2—汽包；3—给水箱；4—给水泵；5—高压加热器

3.画出反动级的热力过程示意图。答：如图E-9所示。

图E-9 反动级的热力过程示意

4.画出再热机组两级串联旁路系统图。答：如图E-10所示。

图E-10 再热机组的两级串联旁路系统

1—过热器；2—高温再热器；3—低温再热器；4—高压缸；

5—中压缸；6—低压缸；7—凝汽器

5.画出火力发电厂三级旁路系统图。答：如图E-11所示。

图E-11 三级旁路系统

6.画出N200130/535/535型机组发电厂原则性热力系统图。

答：如图E-12所示。

图E-12 N200130/535/535型机组发电厂原则性热力系统

1—锅炉；2—过热器；3—再热器；4—汽轮机；5—发电机；6—凝汽器；7—凝结水泵；

8—低压轴封加热器；9—低压加热器；10—高压轴封加热器；11—疏水泵；12—除氧器；

13—给水泵；14—高压加热器；15—疏水冷却器；16—排污扩容器；

17—排污水冷却器；18—Ⅰ级旁路；19—Ⅱ级旁路

7.画出单元机组机炉协调控制方式示意图。

答案:答：如图E-13所示。

图E-13 单元机组机炉协调控制方式示意

8.画出汽轮机跟踪锅炉控制方式示意图。

答案:答：如图E-14所示。

图E-14 汽轮机跟踪锅炉控制方式示意

9.画出锅炉跟踪汽轮机控制方式示意图。

答案:答：如图E-15所示。

图E-15 锅炉跟踪汽轮机控制方式示意

10.绘出二次调节抽汽式汽轮机示意图，并注明设备名称。

答案:答：如图E-45所示。

图E-45 二次调节抽汽式汽轮机示意

1—高压缸；2—中压缸；3—低压缸；

4、6—热用户；5、7、8—调节汽阀

11.注明如图E-46所示的上海汽轮机厂300MW汽轮机纵剖面图（高中压部分）编号设备的名称。

答案:答：1—超速脱扣装置；2—主油泵；3—转速传感器+零转速检测器；4—振动检测器；5—轴承；6—偏心+鉴相器；8—外轴封；9—内轴封；10—汽封；11—叶片；12—中压1号持环；13—中压2号持环；14—高压1号持环；15—低压平衡持环；

图E-46 上海汽轮机厂300MW汽轮机纵剖面

16—高压平衡环；17—中压平衡持环；18—内上缸；21—推力轴承；22—轴向位置+推力轴承脱扣检测器。

12.标明如图E-47所示的汽轮机主油泵及旋转阻尼结构图上编号设备的名称。

答案:答：1—阻尼管；2—阻尼环；3—泵壳；4—叶轮；5—轴承；6—轴；7—密封环。

图E-47 主油泵及旋转阻尼结构

13.标出如图E-29所示的8NB12型凝结水泵结构图中各部件名称。

图E-29 8NB12型凝结水泵结构

答案:答：1—进口短管；2—诱导轮；3—泵盖密封环；4—泵体；5—辅助轴承；6—托架；

7—填料压盖；8—轴套；9—轴；10—轴承端盖；11—挠性联轴器；

12—轴承；13—叶轮；14—泵盖

14.绘出125MW 汽轮机汽缸转子膨胀示意图。

答案:答：如图E-38所示。

图E-38 125MW汽轮机汽缸转子膨胀原理

15.绘出功—频电液调节原理框图。

答案:答：如图E-39所示。

图E-39 功—频电液调节原理框图

16.绘出大容量机组电动给水泵管路系统图。

答案:答：如图E-40所示。

图E-40 电动给水泵管路系统

17.绘出单元机组主控系统框图。

答案:答：如图E-41所示。

图E-41 单元机组主控系统框图

18.绘出125MW机组高、低压旁路系统示意图。

答案:答：如图E-42所示。

图E-42 125MW机组高、低压旁路系统示意

19.绘出中间再热循环装置示意图。

答案:答：如图E-43所示。

图E-43 中间再热循环装置示意

1—锅炉；2—高压缸；3—再热器；4—中低压缸；5—凝汽器；6—给水泵

20.标出图E-44所示的上海汽轮机厂制造的300MW汽轮机剖面图上低压部分各部件名称。

图E-44 上海汽轮机厂制造的300MW汽轮机剖面

答案:答：4—振动检测器；5—轴承；7—胀差检测器；8—外轴封；10—汽封；11—叶片；19—联轴器；20—低压持环；23—测速装置（危急脱扣系统）。

六、论述题（请填写答案，共39题）

1.除氧器再沸腾管的作用是什么？

答案:答：除氧器加热蒸汽有一路引入水箱的底部或下部（正常水面以下），作为给水再沸腾用。装设再沸腾管有两点作用：

（1）有利于机组启动前对水箱中给水的加温及维持备用水箱水温。因为这时水并未循环流动，如加热蒸汽只在水面上加热，压力升高较快，但水不易得到加热。

（2）正常运行中使用再沸腾管对提高除氧器效果是有益的。开启再沸腾阀，使水箱内的水经常处于沸腾状态，同是水箱液面上的汽化蒸汽还可以把除氧水与水中分离出来的气体隔绝，从而保证了除氧效果。

使用再沸腾管的缺点是汽水加热沸腾时噪声较大，且该路蒸汽一般不经过自动加汽调节阀，操作调整不方便。

2.为什么氢冷发电机密封油设空气、氢气两侧？

答案:答：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，形成两个环形油密封，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气和氢气侧油压绝对相等是有困难的，因而运行中一般要求空气侧和氢气侧油压差要小于0.01MPa，而且尽可能使空气侧油压略高于氢气侧。

另外，这种双流环式密封瓦结构简单，密封性能好，安全可靠，瞬间断油也不会烧瓦，但由于瓦与轴间间隙大（0.1～0.15mm），故用油量大。为了不使大量回油把氢气带走，故空气、氢气侧各有自己的单独循环。

3.蒸汽带水为什么会使转子的轴向推力增加？

答案:答：蒸汽对动叶片所作用的力，实际上可以分解成两个力，一个是沿圆周方向的作用力Fu，一个是沿轴向的作用力Fz。Fu是真正推动转子转动的作用力，而轴向力Fz作用在动叶上只产生轴向推力。这两个力的大小比例取决于蒸汽进入动叶片的进汽角ω1，ω1越小，则分解到圆周方向的力就越大，分解到轴向上的作用力就越小；ω1越大，则分解到圆周方向上的力就越小，分布到轴向上的作用力就越大。湿蒸汽进入动叶片的角度比过热蒸汽进入动叶片的角度大得多。所以说蒸汽带水会使转子的轴向推力增大。

4.什么是调节系统的迟缓率？

答案:答：调节系统在动作过程中，必须克服各活动部件内的摩擦阻力，同时由于部件的间隙、重叠度等影响，使静态特性在升速和降速时并不相同，变成两条几乎平行的曲线。换句话说，必须使转速多变化一定数值，将阻力、间隙克服后，调节汽阀反方向动作才刚刚开始。同一负荷下可能的最大转速变动n和额定转速之比叫做迟缓率（又称为不灵敏度），通常用字母表示，即

 =

5.汽轮机启动时为何排汽缸温度升高？

答案:答：汽轮机在启动过程中，调节汽门开启、全周进汽，操作启动阀逐步增加主汽阀预启阀的开度，经过冲转、升速，历时约1.5h的中速暖机（转速1200r/min）升速至2800r/min、阀切换等阶段后，逐步操作同步器来增加调节汽门开度，进行全速并网、升负荷。

在汽轮机启动时，蒸汽经节流后通过喷嘴去推动调速级叶轮，节流后蒸汽熵值增加，焓降减小，以致做功后排汽温度较高。在并网发电前的整个启动过程中，所耗汽量很少，这时做功主要依靠调节级，乏汽

在流向排汽缸的通路中，流量小、流速低、通流截面大，产生了显著的鼓风作用。因鼓风损失较大而使排汽温度升高。在转子转动时，叶片（尤其末几级叶片比较长）与蒸汽产生摩擦，也是使排汽温度升高的因素之一。汽轮机启动时真空较低，相应的饱和温度也将升高，即意味着排汽温度升高。排汽缸温度升高，会使低压缸轴封热变形增大，易使汽轮机洼窝中心发生偏移，导致振动增大，动、静之间摩擦增大，严重时低压缸轴封损坏。

当并网发电升负荷后，主蒸汽流量随着负荷的增加而增加，汽轮机逐步进入正常工况，摩擦和鼓风损耗所占的功率份额越来越小。在汽轮机排汽缸真空逐步升高的同时，排汽温度即逐步降低。

汽轮机启动时间过长，也可能使排汽缸温度过高。我们应当按照规程要求，根据程序卡来完成启动过程，那么排汽缸的温度升高将在限额内。

当排汽缸的温度达到80℃以上，排汽缸喷水会自动打开进行降温，不允许排汽缸的温度超过120℃。

6.中间再热机组有何优缺点？

答案:答：（1）中间再热机组的优点：

1）提高了机组效率。如果单纯依靠提高汽轮机进汽压力和温度来提高机组效率是不现实的，因为目前金属温度允许极限已经提高到560℃。若该温度进一步提高，则材料的价格就昂贵得多。不仅温度的升高是有限的，而且压力的升高也受到材料的限制。

大容量机组均采用中间再热方式，高压缸排汽在进中压缸之前须回到锅炉中再热。再热蒸汽温度与主蒸汽温度相等，均为540℃。一次中间再热至少能提高机组效率5%以上。

2）提高了乏汽的干度，低压缸中末级的蒸汽湿度相应减少至允许数值内。否则，若蒸汽中出现微小水滴，会造成末几级叶片的损坏，威胁安全运行。

3）采用中间再热后，可降低汽耗率，同样发电出力下的蒸汽流量相应减少。因此末几级叶片的高度在结构设计时可相应减少，节约叶片金属材料。

（2）中间再热机组的缺点：

1）投资费用增大。因为管道阀门及换热面积增多。

2）运行管理较复杂。在正常运行加、减负荷时，应注意到中压缸进汽量的变化是存在明显滞后特性的。在甩负荷时，由于再热系统中的余汽，即使主汽阀或调门关闭，但是还有可能因中调门没有关严而严重超速。

3）机组的调速保安系统复杂化。

4）加装旁路系统，机组启停时再热器中须通有一定蒸汽流量以免干烧，并且利于机组事故处理。

7.在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力的变化对汽轮机运行有何影响？

答案:答：主蒸汽温度不变，主蒸汽压力变化对汽轮机运行的影响如下：（1）压力升高对汽轮机的影响：

1）整机的焓降增大，运行的经济性提高。但当主汽压力超过限额时，会威胁机组的安全。2）调节级叶片过负荷。

3）机组末几级的蒸汽湿度增大。

4）引起主蒸汽管道、主汽阀及调节汽阀、汽缸、法兰等变压部件的内应力增加，寿命减少，以致损坏。（2）压力下降对汽轮机的影响：

1）汽轮机可用焓降减少，耗汽量增加，经济性降低，出力不足。

2）对于给水泵汽轮机和除氧器，主汽压力过低引起抽汽压力降低，使给水泵汽轮机和除氧器无法正常运行。

8.什么是调节系统的速度变动率？对速度变动率有什么要求？

答案:答：由调节系统静态特性曲线可以看出，单机运行从空负荷到额定负荷，汽轮机的转速由n2降低至n1，该转速变化值与额定转速n0之比称之为速度变动率，以 表示，即

=

较小的调节系统具有负荷变化灵活的优点，适用于担负调频负荷的机组；较大的调节系统负荷稳定性好，适用于担负基本负荷的机组。现晃动，一般取4%～6%。

速度变动率与静态特性曲线有关，曲线越陡，则速度变动率越大，反之则越小。

9.画出离心式水泵的特性曲线，对该曲线有何要求？

答案:答：离心泵的特性曲线就是在泵转速不变的情况下其流量与扬程的关系曲线（Q量关系曲线（Q太大，则甩负荷时机组易超速；太小调节系统可能出

H）、功率与流P）及效率与流量关系曲线（Q）如图F-1所示。

H曲线），该曲线的形状直接影响着泵运行的稳定性，一般要求其中最主要的是流量与扬程曲线（即QQH曲线为连续下降性质，才能保证泵运行的稳定性。如果QH曲线出现驼峰形状，则泵的工作点在曲线上升段时，将出现运行不稳定情况。一般在制造、设计离心泵时就考虑到避免出现驼峰状性能曲线，运行实践中则要避免泵的工作点在性能曲线的上升段。

图F-1中，A点为工作点，相应的扬程为HA，功率为PA，效率为A。

图F-1

10.液力耦合器的工作特点是什么？

答案:答：液力耦合器的工作特点主要有以下几点：

（1）可实现无级变速。通过改变勺管位置来改变涡轮的转速，使泵的流量、扬程都得到改变，并使泵组在较高效率下运行。

（2）可满足锅炉点火工况要求。锅炉点火时要求给水流量很小，定速泵用节流降压来满足，调节阀前、后压差可达12MPa以上。利用液力偶合器，只需降低输出转速即可满足要求，既经济又安全。

（3）可空载启动且离合方便。使电动机不需要有较大的富裕量，也使厂用母线减少启动时的受冲击时间。

（4）隔离振动。偶合器泵轮与轮间扭矩是通过液体传递的，是柔性连接。所以主动轴与从动轴产生的振动不可能相互传递。

（5）过载保护。由于耦合器是柔性传动，工作时存在滑差，当从动轴上的阻力扭矩突然增加时，滑差增大，甚至制动，但此时原动机仍继续运转而不致受损。因此，液力耦合器可保护系统免受动力过载的冲击。

（6）无磨损，坚固耐用，安全可靠，寿命长。

（7）液力耦合器的缺点是运转时有一定的功率损失。除本体外，还增加一套辅助设备，价格较贵。

11.汽轮机发生水冲击的原因有哪些？

答案:答：汽轮机发生水冲击的原因有：

（1）锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。（2）锅炉燃烧不稳定或调整不当。（3）加热器满水，抽汽止回阀不严。（4）轴封进水。

（5）旁路减温水误动作。

（6）主蒸汽、再热蒸汽过热度低时，调节汽阀大幅度来回晃动。

12.汽轮机有哪些主要的级内损失？损失的原因是什么？

答案:答：汽轮机级内损失主要有喷嘴损失、动叶损失、余速损失、叶高损失、扇形损失、部分进汽损失、摩擦鼓风损失、漏汽损失、湿汽损失等。

各损失的原因如下：

（1）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。

（2）余速损失是指蒸汽在离开动叶时仍具有一定的速度，这部分速度能量在本级未被利用，所以是本级的损失。但是当汽流流入下一级的时候，汽流动能可以部分地被下一级所利用。

（3）叶高损失是指汽流在喷嘴和动叶栅的根部和顶部形成涡流所造成的损失。

（4）扇形损失是指由于叶片沿轮缘成环形布置，使流道截面成扇形，因而，沿叶高方向各处的节距、圆周速度、进汽角是变化的，这样会引起汽流撞击叶片产生能量损失，汽流还将产生半径方向的流动，消耗汽流能量。

（5）部分进汽损失是由于动叶经过不安装喷嘴的弧段时发生“鼓风”损失，以及动叶由非工作弧段进入喷嘴的工作弧段时发生斥汽损失。

（6）摩擦鼓风损失是指高速转动的叶轮与其周围的蒸汽相互摩擦并带动这些蒸汽旋转，要消耗一部分叶轮的有用功。隔板与喷嘴间的汽流在离心力作用下形成涡流也要消耗叶轮的有用功。

（7）漏汽损失是指在汽轮机内由于存在压差，一部分蒸汽会不经过喷嘴和动叶的流道，而经过各种动静间隙漏走，不参与主流做功，从而形成损失。

（8）湿汽损失是指在汽轮机的低压区蒸汽处于湿蒸汽状态，湿蒸汽中的水不仅不能膨胀加速做功，还要消耗汽流动能，还要对叶片的运动产生制动作用消耗有用功，并且冲蚀叶片。

13.同步器的工作界限应当满足哪些要求？

答案:答：同步器的工作界限应满足如下要求：

（1）在额定参数下，机组应当能够在空负荷与满负荷之间任意调节负荷。

（2）当电网频率高于额定频率以及新蒸汽参数和真空降低时，机组仍能带到满负荷。

（3）当电网频率低于额定频率新蒸汽参数和真空升高时，机组仍然可以并入电网或者减负荷到零，即维持空转。

（4）对调节范围有一定要求。一般同步器调节范围是：上、下限分别为额定转速的5%～+7%或5%～+5%。

14.什么叫机组的滑压运行？滑压运行有何特点？

答案:答：汽轮机开足调节汽阀，锅炉基本维持新蒸汽温度，并且不超过额定压力、额定负荷，用新蒸汽压力的变化来调整负荷，称为机组的滑压运行。

滑压运行的特点如下：（1）滑压运行的优点：

1）可以增加负荷的可调节范围。2）使汽轮机允许较快速度变更负荷。

3）由于末级蒸汽湿度的减少，提高了末级叶片的效率，减少了对叶片的冲刷，延长了末级叶片的使用寿命。

4）由于温度变化较小，所以机组热应力也较小，从而减少了汽缸的变形和法兰结合面的漏汽。5）变压运行时，由于受热面和主蒸汽管道的压力下降，其使用寿命延长了。

6）变压运行调节可提高机组的经济性（减少了调节汽阀的节流损失），且负荷愈低经济性愈高。7）同样的负荷采用滑压运行，高压缸排汽温度相对提高了。

8）对于调节系统不稳定的机组，采用滑压运行可以把调节汽阀维持在一定位置。（2）滑压运行的缺点：

1）滑压运行机组，如除氧器定压运行，应备有可靠的汽源。

2）调节汽阀长期在全开位置，为了保持调节汽阀不致卡涩，需定期活动调节汽阀。

15.大型汽轮机为什么要带低负荷运行一段时间后再作超速试验？

答案:答：汽轮机启动过程中，要通过暖机等措施尽快把转子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。由于大机组转子直径较大，转子中心孔的温度还未达到脆性转变温度以上，作超速试验时，转速增加10%，拉应力增加21%，再与热应力叠加，转子中心孔处承受应力的数值是很大的，这时如作超速试验，较容易引起转子的脆性断裂。所以规定超速试验前先带部分负荷暖机，以

提高转子中心孔温度，待该处温度达到脆性转变温度以上时，再作超速试验。

16.什么是胀差？胀差变化与哪些因素有关？

答案:答：汽轮机转子与汽缸的相对膨胀，称为胀差。习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时的胀差值为正胀差，汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值为负胀差。根据汽缸分类又可分为高差、中差、低Ⅰ差、低Ⅱ差。胀差数值是很重要的运行参数，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣。

胀差向正值增大和向负值增大各有其不同的影响因素。（1）使胀差向正值增大的主要因素：

1）启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。

2）汽缸夹层、法兰加热装置的加热汽温太低或流量较低，引起汽加热的作用较弱。3）滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩。

4）轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过分伸长。5）机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。6）推力轴承磨损，轴向位移增大。

7）汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落。在严寒季节里，汽机房室温太低或有穿堂冷风。8）双层缸的夹层中流入冷汽（或冷水）。

9）胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。10）多转子机组，相邻转子胀差变化带来的互相影响。11）真空变化的影响。12）转速变化的影响。

13）各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高差很明显。14）轴承油温太高。

15）机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。（2）使胀差向负值增大的主要因素： 1）负荷迅速下降或突然甩负荷。

2）主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。3）水冲击。

4）汽缸夹层、法兰加热装置加热过度。5）轴封汽温度太低。6）轴向位移变化。7）轴承油温太低。

8）启动时转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。

9）汽缸夹层中流入高温蒸汽，可能来自汽加热装置，也可能来自进汽套管的漏汽或者轴封漏汽。

17.试述燃气轮机联合循环发电过程。

答案:答：燃气轮机发电机组的主机由压气机、燃烧室和燃气轮机组成。压气机从大气中吸入新鲜空气并压缩至一定压力，其中一部分送入燃烧室燃烧，燃烧生成的高温烟气同压气机出口未经燃烧的另外一部分与空气混合后，降温到1000℃左右送入燃气轮机膨胀做功。燃气轮机的排气仍有500℃以上的高温，将其送入余热锅炉加热蒸汽，可带动蒸汽轮机发电。联合循环电厂的全厂效率可达40%～45%甚至更高。

18.电动机两相运行的象征及危害是什么？

答案:答：在正常运行中，电动机处于三相运行状态，当三相中有一相熔断器熔断或电源线内部断线时，电动机就处于两相运行状态，仍在旋转。

（1）电动机两相运行的象征：

1）电动机声音异常，发出较响的“嗡嗡”声。

2）断相的那只电流表指针降至“0”，另外两相的电流升高。3）转速明显有所降低，辅机出力明显降低。4）电动机温度升高。5）振动加剧。

6）若辅机是泵，则出口压力波动或下降。（2）电动机两相运行的危害： 1）电动机绕组可能烧坏。

2）辅机正常运行变为不可能，将严重影响系统的正常运行。

19.在液力耦合器中工作油是如何传递动力的？

答案:答：在泵轮与涡轮间的腔室中充有工作油，形成一个循环流道；在泵轮带动的转动外壳与涡轮间又形成一个油室。若主轴以一定转速旋转，循环圆（泵轮与涡轮在轴面上构成的两个碗状结构组成的腔室）中的工作液体由于泵轮叶片在旋转离心力的作用下，将工作油从靠近轴心处沿着径向流道向泵轮外周处外甩升压，在出口处以径向相对速度与泵轮出口圆周速度组成合速，冲入涡轮外圆处的进口径向流道，并沿着涡轮径向叶片组成的径向流道流向涡轮，靠近从动轴心处，由于工作油动量距的改变去推动涡轮旋转。

在涡轮出口处又以径向相对速度与涡轮出口圆周速度组成合速，冲入泵轮的进口径向流道，重新在泵轮中获取能量，泵轮转向与涡轮相同。如此周而复始，构成了工作油在泵轮和涡轮二者间的自然环流，从而传递了动力。

20.除氧器标高对给水泵运行有何影响？

答案:答：除氧器水箱的水温相当于除氧器压力下的饱和温度，如果除氧器安装高度和给水泵相同，给水泵进口处压力稍有降低，水就会汽化，在给水泵进口处产生汽蚀，造成给水泵损坏的严重事故。为了防止汽蚀产生，必须不让给水泵进口压力降低至除氧器压力，因此就将除氧器安装在一定高度处，利用水柱的高度来克服进口管的阻力和给水泵进口可能产生的负压，使给水泵进口压力大于除氧器的工作压力，防止给水的汽化。一般还要考虑除氧器压力突然下降时，给水泵运行的可靠性，所以，除氧器安装标高还留有安全余量，一般大气式除氧器的标高为6m左右，0.6MPa的除氧器安装高度为14～18m，滑压运行的高压除氧器安装标高达35m以上。

21.破坏真空紧急停机的条件是什么？

答案:答：破坏真空紧急停机的条件是：

（1）汽轮机转速升至3360r/min，危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。

（2）机组发生强烈振动或设备内部有明显的金属摩擦声，轴封冒火花，叶片断裂。（3）汽轮机水冲击。

（4）主蒸汽管、再热蒸汽管、高压缸排汽管，给水的主要管道或阀门爆破。（5）轴向位移达极限值，推力瓦块温度急剧上升到95℃时。（6）轴承润滑油压降至极限值，启动辅助油泵无效。

（7）任一轴承回油温度上升至75℃或突升到70℃（包括密封瓦，100MW机组密封瓦块温度超过105℃）。（8）任一轴承断油、冒烟。

（9）油系统大量漏油、油箱油位降到停机值时。（10）油系统失火不能很快扑灭时。

（11）发电机、励磁机冒烟起火或内部氢气爆炸时。

（12）主蒸汽、再热蒸汽温度10min内突然下降50℃（视情况可不破坏真空）。（13）高压缸胀差达到极限值时。

22.机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作？

答案:答：机组发生故障时，运行人员应进行如下工作：（1）根据仪表指示和设备外部象征，判断事故发生的原因。

（2）迅速消除对人身和设备有危险的问题，必要时立即解列发生故障的设备，防止故障扩大。（3）迅速查清故障的地点、性质和损伤范围。（4）保证所有未受损害的设备正常运行。

（5）消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任，以便及时采取进一步对策，防止事故蔓延。

（6）事故处理中不得进行交接班，接班人员应协助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班。

（7）故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障发展的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上。

（8）应及时写出书面报告，上报有关部门。

23.轴向位移增大应如何处理？

答案:答：轴向位移增大应做如下处理：

（1）发现轴向位移增大，应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。如确认轴向位移增大，应及时减负荷，并汇报班长、值长，维持轴向位移不超过规定值。

（2）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，超过时应及时减负荷，汇报领导。

（3）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。

（4）若是发生水冲击引起轴向位移增大或推动轴承损坏，应立即破坏真空紧急停机。（5）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。（6）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，应立即手动脱扣停机。

24.液力耦合器的泵轮和涡轮的作用是什么？

答案:答：耦合器泵轮是和电动机轴连接的主动轴上的工作轮，其功用是将输入的机械功转换为工作液体的动能，即相当于离心泵叶轮，故称为泵轮。涡轮的作用相当于水轮机的工作轮，它将工作液体的动能还原为机械功，并通过被动轴驱动负载。泵轮与涡轮具有相同的形状、相同的有效直径（循环圆的最大直径），只是轮内径向辐射叶片数不相同，一般泵轮与涡轮的径向叶片数差1～4片，以避免引起共振。

25.给水泵运行中发生振动的原因有哪些？

答案:答：给水泵发生振动的原因有：（1）流量过大超负荷运行。

（2）流量小时，管路中流体出现周期性湍流现象，使泵运行不稳定。（3）给水汽化。（4）轴承松动或损坏。（5）叶轮松动。（6）轴弯曲。

（7）转动部分不平衡。（8）联轴器中心不正。（9）泵体基础螺丝松动。（10）平衡盘严重磨损。（11）异物进入叶轮。

26.主机油箱油位变化一般由哪些原因造成？

答案:答：主机油箱油位有升高和降低两种变化。（1）主机油箱油位升高的原因如下： 1）均压箱压力过高或端部轴封汽量过大。

2）轴加抽气器工作失常，使轴封出汽不畅而油中带水。3）冷油器铜管漏，并且水压大于油压。4）油位计卡死，出现假油位。

5）启动时高压油泵和润滑油泵的轴冷水漏入油中。6）当冷油器出口油温升高、黏度小，油位也会有所提高。7）净油器过滤油泵到油位低限不能自停，继续打入油箱。（2）主机油箱油位降低的原因如下：

1）油箱事故放油门及油系统其他部套泄漏或误开。2）净油器的自动抽水器跑油。

3）净油器过滤油泵到油位高限不能自启动将油打入主油箱。4）在油压大于水压，冷油器铜管漏。5）冷油器出口油温低，油位也会有所降低。6）轴承油挡漏油。7）油箱刚放过水。8）油位计卡涩。

27.调速给水泵润滑油压降低的原因有哪些？

答案:答：引起调速给水泵润滑油压降低的原因主要有：（1）润滑油泵故障，齿轮碎裂，油泵打不出油。

（2）辅助油泵出口止回阀漏油，油系统溢油阀工作失常。（3）油系统存在泄漏现象。

（4）油滤网严重阻塞，引起滤网前后压差过大。（5）油箱油位过低。

（6）辅助油泵故障。主要有吸油部分漏空气，齿轮咬死，出口管段止回阀前空气排不尽等，从而引起油泵不出油。

28.主蒸汽温度下降对机组运行有哪些影响？

答案:答：主蒸汽温度下降对机组运行有以下影响：

（1）主蒸汽温度下降，将使汽轮机做功的焓降减少，故要保持原有出力，则蒸汽流量必须增加，因此汽轮机的汽耗增加，即经济性下降。每降低10℃，汽耗将增加13%～15%。

（2）主蒸汽温度急剧下降，使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加，加剧了末几级叶片的汽蚀，缩短了叶片使用寿命。

（3）主蒸汽温度急剧下降，会引起汽轮机各金属部件温差增大，热应力和热变形也随着增加，且差胀会向负值变化，因此机组振动加剧，严重时会发生动、静摩擦。

（4）主蒸汽温度急剧下降，往往是发生水冲击事故的预兆，会引起转子轴向推力的增加。一旦导致水冲击，则机组就要受到损害。若汽温骤降，使主蒸汽带水，引起水冲击，后果极其严重。

29.电网频率异常变化时，机组运行中应注意哪些问题？

答案:答：电网频率异常变化时，应注意如下问题：

（1）应加强对机组运行状况特别是机组振动、声音、轴向位移、推力瓦块温度的监视。

（2）应加强监视辅机的运行情况。如因频率下降引起出力不足，电动机发热等情况，视需要可启动备用辅机。

（3）电网频率异常下降时，应注意一次油压及调速油压下降的情况，必要时启动高压油泵，注意机组不过负荷。

（4）电网频率异常下降时，应加强检查发电机静子和转子的冷却水压力、温度以及进、出风温度等运行情况，偏离正常值时应进行调节。

（5）电网频率异常上升时，应注意汽轮机转速上升情况、调节汽阀是否关闭。

30.运行中如何对监视段压力进行分析？

答案:答：在安装或大修后，应在正常运行工况下对汽轮机通流部分进行实测，求得机组负荷、主蒸汽流量与监视段压力之间的关系，以作为平时运行监督的标准。

除了汽轮机最后一、二级外，调节级压力和各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比。根据这个关系，在运行中通过监视调节级压力和各段抽汽压力，可以有效地监督通流部分工作是否正常。

在同一负荷（主蒸汽流量）下，监视段压力增高，则说明该监视段后通流面积减少，或者高压加热器停运、抽汽减少。多数情况是因叶片结垢而引起通流面积减少，有时也可能因叶片断裂、机械杂物堵塞造成监视段压力升高。

如果调节级和高压缸Ⅰ段、Ⅱ段抽汽压力同时升高，则可能是中压调节汽门开度受阻或者中压缸某级抽汽停运。监视段压力不但要看其绝对值增高是否超过规定值，还要监视各段之间压差是否超过规定值。若某个级段的压差过大，则可能导致叶片等设备损坏事故。

31.甩负荷试验一般应符合哪些规定？

答案:答：甩负荷试验一般应符合如下规定：

（1）试验时，汽轮机的蒸汽参数、真空值为额定值，回热系统应正常投入。

（2）根据情况决定甩负荷的次数和等级，一般甩50%额定负荷和100%额定负荷各一次。（3）系统周波保持在（50±0.1）Hz以内，电网具有一定的备用容量。

（4）甩负荷后，调节系统动作尚未终止前，不应操作同步器降低转速，如转速升高到危急保安器动作

转速时，而危急保安器尚未动作，应手动危急保安器停机。

（5）将抽汽作为除氧器汽源或汽动给水泵汽源的机组，应注意甩负荷时备用汽动给水泵能自动投入。（6）甩负荷过程中，对有关数据要有专人记录。

32.对离心泵的并联运行有何要求？为什么特性曲线差别较大的泵不宜并联运行？

答案:答：关联运行的离心泵应具有相似而且稳定的特性曲线，并且在泵出口阀关闭的情况下，具有接近的出口压力。

特性曲线差别较大的泵并联，若两台并联泵的关死扬程相同，而特性曲线陡峭程度差别较大时，两台泵的负荷分配差别较大，易使一台泵过负荷。若两台并联泵的特性曲线相似，而关死扬程差别较大，可能出现一台泵带负荷运行，另一台泵空负荷运行，白白消耗电能，并易使空负荷运行泵汽蚀损坏。

33.汽轮机热力试验大致包括哪些内容？试验前应做哪些工作？

答案:答：汽轮机热力试验主要内容包括：（1）试验项目和试验目的。

（2）试验时的热力系统和运行方式。

（3）测点布置、测量方法和所用的测试设备。（4）试验负荷点的选择和保持负荷稳定的措施。

（5）试验时要求设备具有的条件，达到这些条件需要采取的措施。（6）根据试验要求，确定计算方法。（7）试验中的组织与分工。试验前应做如下工作：

（1）全面了解熟悉主、辅设备和热力系统。

（2）对机组热力系统全面检查，消除各种泄漏和设备缺陷。（3）安装好试验所需的测点和仪表并校验。（4）拟订试验大纲。

34.如何对真空系统进行灌水试验？

答案:答：汽轮机大小修后，必须对凝汽器的汽测、低压缸的排汽部分以及空负荷运行处于真空状态的辅助设备及管道作灌水试验，检查严密性。

灌水高度一般应在汽封洼窝处，水质为化学车间来的软化水，检查时可采用加压法。检修人员将汽轮机端部轴封封住，低压缸大气排出门门盖固定好后便可开始加压，压力一般不超过50kPa，灌水后运行人员配合检修人员共同检查所有处于真空状态下的管道、阀门、法兰结合面、焊缝、堵头、凝汽器冷却水管胀口等处，观察是否有泄漏。凡有不严之处，应采取措施解决。

35.油膜振荡的象征特点有哪些？

7.电厂汽轮机运行的节能降耗 篇七

随着社会的飞速发展, 国民经济水平显著提高, 各大工厂企业对能源的需求量也在日益增加, 但能源总量是有限的, 因此, 节能降耗势在必行。在我国, 电厂是高能耗企业之一, 所以节能的潜力空间也最大。目前, 很多电厂为了提高企业的经营效益都把降低能耗作为重点项目来抓, 只有这样在激烈的市场竞争中才能占领先机, 使企业立于不败之地, 对于实现我国又好又快的发展也具有十分重要的意义。在整个电厂发电过程中, 发挥作用最大的就是汽轮机, 因而我们可以通过对汽轮机采取相应的措施, 减少其运行过程中投入的能耗, 进而达到提高电厂收益的目的。本文作者在结合实际工作经验的基础上, 以电厂汽轮机运行过程中的能耗为研究对象, 提出节能降耗的具体措施, 以供类似企业参考, 具有一定的现实意义。

1 汽轮机节能降耗的可行性分析

首先, 我国已在上世纪九十年代初期就开始对汽轮机节能降耗的技术及方式进行探索, 经过近三十年的反复实践, 我国已在汽轮机节能降耗项目上逐渐走向成熟。电厂汽轮机经过改造后, 能源消耗得到了最大程度的降低, 能源转化效率得到了进一步的提升, 汽轮机的安全性能、稳定性能方面都得到了改进。

其次, 通过技术人员对汽轮机节能降耗项目进行经济评估, 汽轮机改造项目的投入成本远远低于新购置汽轮机的成本, 而且改造后的汽轮机能够实现大幅降低能源消耗的目的, 能够给电厂带来长期的经济效益, 因此具有一定的可行性。

2 汽轮机运行节能降耗采取的措施

2.1 水温控制

汽轮机给水的温度受锅炉燃料量的多少及燃烧的充分性影响, 当汽轮机给水温度过低时锅炉就会增加用电量, 同时汽轮机的单位能耗量也会增加, 这样汽轮机在排烟时会造成较大的热损失, 大大降低了能源的使用效率。所以我们必须要做到如下几个方面:首先我们一定要通过控制投入燃料量及添加的频次来控制汽轮机给水的温度, 严格按照规程操作, 防止由于操作不当引发的热能损失。其次, 我们要加强对关键部件的维护, 定期清洗, 及时清除沉淀物, 提高能源的使用效率。最后, 定期对管道进行检查, 以防出现管道泄漏的现象, 提高加热器的使用效率。

通常情况下, 保证汽轮机主要设备运行的基础就是使高温加热器的水位处于正常水平, 这样才能使加热器供热效率不受影响。我们在对汽轮机进行维护时一定要保证水室的密封性良好, 所有供热环节都没有漏点。密封性能不好的水室很容易在汽轮机加压过程出现蒸汽泄漏的现象, 这样就会在能量交换过程中出现热能损失, 进而降低汽轮机的给水温度, 延长汽轮机的启动时间。

2.2 凝结器状态控制

汽轮机的使用寿命受凝结器的影响最大, 凝结器若能时刻处于最佳的真空状态, 这对提高汽轮机的动能, 有效减少能源的投入量起到了至关重要的作用, 同时也会提高汽轮机的运行效益及使用寿命。因此, 我们一定要尽最大努力使凝结器时刻处于最佳的真空状态。主要如下:一是定期对凝结器进行真空严密性的测试, 确保其真空密封性能良好;二是对射水泵的性能进行检查, 确保射水箱水温不超过25度并使射水箱的水位始终处于正常水位;三是加强对凝结器管道内水质的监督, 定期清理水垢, 提高整个机组的工作效率;四是时刻关注凝结器的水位, 使其有足够的冷却面积, 进而提高汽轮机的运行效率。

2.3 汽轮机的启动、运行和停机

汽轮机的启动:在此过程中, 汽轮机都要进行长时间的预热, 这会增加能源的消耗, 使发电成本大幅提高。所以, 在该环节最好的解决办法就是:采用先开旁压的方式, 使压力始终维持在2.9MPa左右, 接下来人工开启真空破门, 使汽轮机的真空维持在-55MPa左右。我们通过增加蒸汽量的方式来提高暖机的速度, 缩短汽轮机的启动时间, 有效控制膨胀差值。

汽轮机的运行:若想提高燃料的燃烧效率以及在低负荷情况下较好的保持锅炉内的水循环, 我们需要采用定、滑、定的方式来使汽轮机运行, 这样才能在负荷不稳定的情况下对机组实现一次性调频的需要, 进而减少压力损失, 提高能源的使用效率。在此环节中, 对凝结器水温的控制就显得尤为重要了, 因为持续冷却会造成新的能源消耗。

汽轮机的停机:只有对汽轮机进行检修时才能停机, 停机时要设置合理的参数, 保证汽轮机的关键部件不会出现紧急停机, 最终达到延长汽轮机运行寿命的目的。

2.4 改造措施

若想提高能源的使用效率, 我们必须对汽轮机进行技术层面的改造, 这样才能降低运行成本, 提高汽轮机的运行效率。通常情况下, 我们可以通过改造凝结器来提高电厂的发电效率, 提高设备运行的安全性能, 因为凝结器自身的运行性能对汽轮机的运行效率起到了至关重要的作用, 所以改造的首要部件就是凝结器。对凝结器的改造主要包含了凝结器水温、凝结器端差、凝结器真空装等方面的技术改造, 通过改造提高汽轮机的运行效率和性能, 减少迫停及维修的几率。最终, 从多角度、全方位实现降低能耗的目的, 提高电厂的经营效益。

3 结论

若要实现电厂汽轮机运行过程中的节能降耗, 我们可以通过控制给水温度, 使凝结器时刻处于最佳的真空状态, 对汽轮机的启动、运行、停机环节进行控制, 最终实现降低能耗的目的。通常情况下, 我们可以从多个环节采取不同的措施来达到降低能耗的目的, 但主要还需要经验的积累以及日常的精细化管理, 这样这样才能做到万无一失。电厂节能降耗这一目标是时代的课题, 需要我们长时间去探索、去研究, 同时也需要我们将这一目标固化于心并体现在具体行动中。只有动员全员参与, 从细节上入手, 才能实现真正意义上的节能降耗, 进而实现整个国家又好又快的发展。

摘要：本文作者在对电厂汽轮机运行节能降耗进行可行性分析的基础上, 提出了一系列的解决措施, 主要是对汽轮机的给水温度进行控制, 使凝结器始终保持在最佳的真空状态, 对汽轮机的启动、运行及停机环节进行有效控制, 最终实现节能降耗的目的。

关键词：汽轮机,凝结器,节能降耗,措施

参考文献

[1]羊向荣.用计算机计算汽轮机效率的方法[J].汽轮机技术, 1988 (4) .

[2]王春云.日本超超临界压力发电技术[J].黑龙江电力技术, 1993 (6) .

8.核电站汽轮机运行监测与诊断浅析 篇八

【关键词】汽轮机;检测;诊断系统

一、核电站汽轮机运行特点分析

汽轮机调节模型的建立主要是基于能量守恒以及质量守恒，汽轮机作为核电站系统中主要的被控对象，其工作介质在建模是被称作单相可压缩流体。通过建立其介质模型来了解系统流体网络结构中各个回路节点的压力、流量、温度、焓值以及管道与周围环境间的热传递等。核电站汽轮机的控制主要有转速控制、负荷控制、压力控制以及应力控制等。

1.1转速控制。汽轮机的转速调节主要为联网时的功率控制以及单机时的转速控制，主要通过控制蒸汽阀门的开度来调节蒸汽流量，其主回路与各阀门控制子回路均为闭环控制回路。系统在稳定运行期间，转速设定值与反馈值相等，偏差信号为。

1.2负荷控制。汽轮机负荷控制主要为手动控制和自动控制。在手动控制状态时，通过控制人机界面上的各个操作按钮来实现手动负荷控制，每个按钮对应汽轮机一个机构动作。在自動控制状态时，系统通过对负荷设定值和反馈值间的比较，对其差值做高低限制处理后，进行PI或PID计算，得到对应负荷状态下的负荷需求值，控制汽阀开度。

1.3压力控制。汽轮机负荷的变化可通过高压缸入口压力表值进行观察，一般通过汽轮机高压缸入口压力变化来表示汽轮机负荷变化，从而控制并保护汽轮机的负荷。

1.4应力控制。为了防止汽轮机由于热应力过大产生应力变形，对汽轮机的关键部件进行限制保护，控制热应力。主要针对转子温差、电机负荷、以及汽缸温差进行控制，通过对应力控制信号数目和各关键节点应力数值进行计算并给出控制输出。

二、核电站汽轮机监控与诊断系统的架构与功能

2.1系统的结构与配置。核电站汽轮机监控与诊断系统主要由数据采集系统、数据处理系统、执行机构、数据备份系统、网络交换机以及各核心硬件设施组成。数据采集系统将各监控系统采集到的压力、温度、流量、位移、转速等数据实时传输到数据采集计算机，由各计算机将接受到的实时数据处理后传送到数据库，数据处理系统从数据库中提取需要的数据计算和分析后，将运算结果传输至数据库，由数据库将结果下发至各执行机构执行操作。数据备份系统将数据采集系统发来的数据以及数据处理系统计算后的数据结果进行备份，用户通过网络交换机获取数据库中的数据，了解系统运行状态以及输出生产报表。

2.2系统的功能分析。汽轮机调节模型的建立主要是基于模块化设计原则，其主要功能有：实时监测、数据计算、偏差分析、试验平台、工况寻优、故障诊断和生产报表。

2.2.1实时监测。汽轮机调节系统能够实时监测系统中温度、压力、流量、位移等多个信号，并可将整个系统划分为若干子系统，实时监测整个生产状况。在人机界面中生成各种图表，如趋势图、棒状图以及参数分类表等，实时监测各参数变化以及设备的运行状态。操纵人员可以在人机界面的实时图表或分类参数中随时查找和监视电站参数，可以了解电站运行参数和设备的运行状态。

2.2.2数据处理。数据处理模块对系统的输入信号进行处理，并将处理结果进行分析比较，及时发现并监测异常的参数和机构缺陷。核电站汽轮机的数据分析方法主要通过建立模型来实现，比如采用小误差热平衡法和热通流面积分析方法实现热力性能检测和分析系统，并开发核电站汽轮机全面热力计算软件。小误差热平衡法抓住了核电汽轮机抽汽凝结放热量较通流级效率高的规律，也利用核电汽轮机热力系统汽水流量分配对级段流通效率不敏感的特点，使热力系统工质平衡无限逼近真实情况，大大提高了性能监控的准确性。这种检测与诊断技术已经成功应用于大亚湾核电机组热力性能检测与分析中，结果显示特征通流面积监测值的精度可以达到99%以上。

2.2.3偏差分析。偏差分析模块定期将数据库中数据提取出来并与当前工况表中最优参数进行比较。如果当前记录优于最优参数，则将数据更新到最新参数中;否则进行参数偏差计算机分析，找出现有设备的运行问题及缺陷，为系统的性能升级提供直接的数据依据。汽轮机调节系统除了具有工况寻优功能外，还具有特别强大的试验平台功能、生产报表输出功能以及实时故障诊断等功能，不仅为生产人员提供了有力的指导，还为系统的性能优化和升级提供了数据依据。

2.3系统运行特点及注意事项。首先，核电站汽轮机工作在湿蒸汽区，这与火电汽轮机不同，因此需要将高压缸作完功的蒸汽在汽水分离再热器中进行汽水分离并加热。其次，核电汽轮机的作功介质一般湿度较大，需要安装除湿装置和疏水口，防止大量的液态水影响汽轮机生产效率。第三，核电汽轮机的生产功率一般是根据核反应堆的热功率来定，由于汽轮机工作在湿蒸汽区，仅仅通过检测抽气湿度无法实现准确的在线测量，所以必须建立完善的热平衡图来表征汽轮机的性能，从而实现在线监控的准确性。

三、应用实例

核电站二回路汽轮机系统主要包括如下几个部分：汽轮机发电机组、高压加热器、回路管道、控制阀门、除氧器等。

3.1技术参数

汽轮机型式：单轴、四缸六排汽再热凝汽式汽轮机额定出力：1253MWe额定转速：1500rpm转子旋转方向：顺时针（机头看机尾）模块组成：1个高压缸（2×10级）+3个低压缸（3×2×10级）;主蒸汽温度：268.6℃主蒸汽压力：5.38MPa主汽流量：6799T/h回热系统：2高压加热器+4低压加热器+1除氧器;背压：3.89kPa;

3.2高压汽轮机检测和控制系统设计。高压汽轮机通过高压外缸使通流部分组成一个密闭的压力空间，使内部与外部大气隔绝，产生较大的压力。高压外缸中安装有高压隔板、高压端部汽封体、高压导流环和其他静子部件。通过小误差法和热平衡分析，并采用计算软件实现核电站热力性能的分析和检测。汽轮机工作区域的湿蒸汽区安装有湿度检测装置，将检测的湿度值输入到热平衡分析软件中，经过全面的热力试验计算得到准确的计算结果，并采用图形化的界面展示。采用本文第二节介绍的监控和诊断系统，不但可以提升核电站汽轮机的运行效率，而且可以对整个系统进行热平衡分析，实现故障的在线检测，大大提高了系统的安全性能。

总结

本文简单介绍了核电站汽轮机的运行特点，并论述了汽轮机监测与诊断系统的架构方法，通过对二回路系统的详细介绍，指出其技术参数和控制系统设计方法，对指导监控系统设计，提高我国核电站汽轮机监测和控制水平具有重要的价值。

参考文献

[1]董丽丽.核电站汽轮机调节系统建模与仿真[J].发电设备，2013（1）.