1、来自 GB/T5578-2007 固定式发电用汽轮机规范 名词解释 ： 1. 再热式汽轮机：蒸汽从汽轮机膨胀过程中抽出，再加热（一次或多次）后重新返回的汽轮机。 2. 凝汽式汽轮机：排汽直接进入凝汽器的汽轮机，其排汽压力一般低于大气压力。 3. 全周进汽：由所有调节阀均匀向第一级近期环区供汽。 4. 新蒸汽参数：主汽阀进口处的蒸汽参数。 5. 最高蒸汽参数：要求汽轮机连续运行的最高蒸汽参数。 6. 超速跳闸整定值：超速保护装置设定的动作转速。 7. 热耗率：单位时间内，外界向循环输入的热量与输出功率之比。 8. 定压运行：运行时新蒸汽压力保持恒定，用改变调节阀开度来改变负荷的运行方式。 9.
2、滑压运行：运行时调节阀开度不变或基本不变，用改变新蒸汽压力来改变负荷的运行方式。 10. 节流调节：所有调节阀同步火接近同步动作，这是定压运行中全周进汽汽轮机常用的调节方式。 11. 喷嘴调节：调节阀依次动作，这是定压运行中部分汽轮机常用的调节方式。 12. 役龄：从第一次并网开始，机组经历的总的寿命，以月或年表示。 13. 额定工况：转速和负荷的平均值在有限的 随机偏差内保持恒定的工况。 14. 调节系统迟缓率：不会引起调节阀位置改变的稳态转速变化的总量，以其与额定转速的百分率来表示。迟缓率是调节系统敏感度的一种衡量，也称为死区。 15. 老化：机组第一次并网以后，随时间推移而需对试验 热效
3、率 、汽耗率或热耗率考虑其老化的影响，其任何的修正量由供需双方商定，并符合相应的验收标准。 判断： 汽轮机能在排汽缸温度不高于 79下长期运行。 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 。 综合问答题： 1. 汽轮机典型启动分类。 1) 冷态启动：停机超过 72h（金属温度已下降至约为其满负荷温度的 40%一下，单位） 2) 温态启动：停机在 10-72h 之间（金属温度约为其满负荷温度的 40%-80%之间，单位） 3) 热态启动：停机不过 10h（金属温度约为其满负荷温度的 80%以上，单位） 4) 极热态启动：机组跳闸后 1h 以内（金属温度仍保
4、持或接近其满负荷温度，单位） GBT 11348-2011 机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动 ： 名词解释： 振动量值：是指在两个选定的互相垂直的测量方向上测得的峰 -峰位移的较大值。 GB/T13399-1992 汽轮机安全监视装置技术条件 问答： 大型汽轮机安全监视装置项目有哪些？ 大型汽轮机监视项目有转速测量装置、电超速保护装置、轴向位移测量和保护装置、胀差测量装置、主轴偏心测量装置、轴承座绝对振动测量保护装置、轴振动测量装置、热膨胀及阀位测量装置、润滑油压过低保护装置、凝汽器低真空保护装置、压差测量保护装置、背压保护装置、危急遮断电装置。 1.汽轮机转速测量装置需要测量哪些转速？
5、零转速测量、盘车转速测量、正常运行和机组超速时的转速测量。 1.汽轮机数字式转速表量程为 0-9999r/min，模拟表量程为 0-3500r/min。（） 2.电超速保护装置应配有自校试验功能，试验时能自动切出开关量的输出。（） 3.电超速保护装置应配有专用的转速测量传感器，测量通道为双通道，能输出报警和停机开关量 4.轴向位移测量和保护装置检测机组转子在启停和运行中的窜动值。 5.胀差测量装置检测汽轮机转子与气缸之间的相对膨胀值。 6.主轴偏心测量装置 检测汽轮机盘车工况以及正常运行时主轴的弯曲度。 7.汽轮发电机启动过程中在通过 临界转速时，机组的振动会急剧增加，所以提升转速的速率越快越
6、好。 GB/8174 -2008 设备及管道绝热效果的测试与评价 1.管道表面温度测试方法有几种？ 热电偶法、表面温度计法、红外辐射温度计法 红外热像法。 GB/T14541-2005 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则 判断： 1.汽轮机润滑油系统大多数形式是用主油泵直接将油压出进入润滑系统。其余组成部分为储油箱、油冷却器、滤网、油管道和旁路净化装置或过滤设备。 主油箱油温应维持在较低温度（ 60）运行。 汽机润滑油 在高温条件下，特别是在燃气轮机中会加速热氧化裂解，生成各种树脂状物质和产生难溶的沉积物。应加强运行油的监督，减少局部 过热点的存在。 正常情况下，汽轮机油的补油率每年应小于 1
7、0%。 汽轮机润滑油的颜色发暗应是一种预警信号，必须加强监督。 当汽轮机润滑油外状出现浑浊或油中含水量超过规定值时，应立即查明原因，并应按规定对油进行脱水处理。 汽轮机润滑油中不允许有磨损固定颗粒存在，运行中应定期检查油中的洁净度，并严格控制在 NAS1638 分级标准等级中的 8 级及以下。 汽轮机润滑油取样应取自冷油器出口。 日常检查汽轮机润滑油杂质和水分时，应从油箱底部取样。 汽轮机油的自燃点在 300左右。 名 词解释 : 汽轮机 的 严重度 ：汽轮机严重度被定义为油每年丧失的抗氧化能力占原有新油抗氧化能力的百分率，汽轮机严重度是对汽轮机油运行寿命影响因素的综合评价。 问答： 1.汽轮
8、机新注入润滑油后的检验项目和要求包括哪些？ 油样：经循环 24 小时后的油样，并保留 4L 油样。 外观：清洁、透明 颜色：与 新油颜色相似 粘度：应与新油结果相一致。 酸值：同新油 水分：无游离水存在 洁净度： NAS7 级 破乳化度：同新油要求 泡沫特性：同新油要求 2.汽轮机润滑油 系统需补油时应 满足那些要求？ 1) 需要补充油时，应补加与原设备相同牌号及同一添加剂类型的新油。或曾经使用过的符合运行油标准的合格油品，补油前应先进行混合油样的油泥析出试验，无油泥析出时方可允许补油。 2) 参与混合的油，混合前其各项质量均应检验合格。 3) 不同牌号的汽轮机油原则上不宜混合使用。在特殊情况
9、下必须混用时，应先按实际混合比例进行混合油样粘度的测定后，再进行油泥析出试验，以最终决定是否可以混合使用。 4) 对于进口油或来源不明的汽轮机油，若需不同牌号的油混合时，应先将混合前的单个油样和混合油样分别进行粘度检测，如粘度均在各自的粘度合格范围之内，再进 行混油试验。混合油的质量不应低于未混合油中质量最差的 一种油，方可混合使用。 5) 试验前，油样的混合比例应与实际的比例相同；如果无法确定混合比例时，则试验时一般采用 1:1 比例进行混油。 6) 矿物汽轮机油与用作润滑、调速的合成液体有本质上的区别，切勿将两者混合使用。 DL/T571-2007 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则 判断：
10、 磷酸酯抗燃油 的自燃点比汽轮机油高，一般在 530以上。 汽轮机电液调节系统使用磷酸酯抗燃油，可以大幅度地降低油泄露而引起火灾的危险性。 磷酸酯抗燃油 具有较高的电阻率，可以减少因电化学腐 蚀而引起的伺服阀的不见的损坏 ，新油注入油系统时，应严格控制油的电阻率指标 。 良好的水解安全性对于保持运行中磷酸酯抗燃油的油质稳定非常重啊。 磷酸酯抗燃油 本身对金属材料有腐蚀性。 磷酸酯抗燃油 在空气中不容易受潮。 磷酸酯抗燃油 的分析极性很强，对非金属材料有较强的溶解和溶胀作用，所以使用 磷酸酯抗燃油 的电液调节系统的橡胶密封材料一般采用氟橡胶。 由于电液调节系统的油压高，执行机构部件间隙小，机械杂
11、质污染会引起伺服阀的部件的磨损、卡涩，严重时造成伺服阀卡死而被迫停机，故运行中 磷酸酯抗燃油 应保持较高的清洁度。 问答： 1、 磷酸酯抗燃油 系统运行温度有什么要求？ 油系统局部过热或油温过高，都会加速 磷酸酯抗燃油 老化。当系统油温超过正常温度时，应查明原因，通知采取措施控制油温，运行油温应控制在 35 -55。 2、 磷酸酯抗燃油 检修除保证检修质量外，应注意哪些问题： 1) 不能用含氯量大于或等于 1mg/L 的溶剂清洗系统部件。 2) 按照制造厂规定的材料更换密封材料。 3) 检修结束后，应进行油循环冲洗过滤，颗粒污染度指标应符合规定。 3、 磷酸酯抗燃油 系统需补油时应注意哪些问题
12、？ 1) 运行中的电液调节系统需要补加 磷酸酯抗燃 油时，应补加经检验合格的相同品牌、相同规格的磷酸酯抗燃油。当运行油的酸值大于或等于 0.15mgKOH/g 时，补油前应进行混油试验，油样的配比与实际实用的比例相同，试验合格方可补加。 2) 当要补加不同品牌的磷酸酯抗燃油时，除进行混油试验外，还应对混合油样进行全分析试验，混合油样的质量不低于运行油的质量标准。 3) 补油时，应通过抗燃油专用的补油设备补入，确保补入油的颗粒污染度合格。 4) 补油后还应从油系统取样进行颗粒污染度分析，确保油系统颗粒污染度合格。 5) 磷酸酯抗燃油与矿物油有本质区别，不能混合使用。 4、运行中磷酸酯抗燃 油的防
13、劣措施？ 为了延长磷酸酯抗燃油的使用寿命，在运行中应对磷酸酯抗燃油进行在线过滤和旁路再生处理： 1) 系统中精密过滤器的绝对过滤精度应在 3 微米以内，以除去运行中由于磨损等原因产生的机械杂质，保证运行油的清洁度。 2) 对油系统进行定期检查，如发现精密过滤器差压异常，应及时查明原因、及时更换。 3) 定期检查油箱呼吸器的干燥剂，如发现干燥剂失效，应及时更换，以免空气中水分进入油中。 4) 在机组启动的同时投入旁路再生装置是防止油质劣化的有效措施，以便及时除去运行磷酸酯抗燃油老化产生的酸性物质、油泥、水分等有害物质。 5) 在旁路再生装置投运期间，应定期从其出口取样测试酸值、电导率；如果油的酸
14、值升高或电阻率降低，说明吸附剂失效 ，需要更换再生滤芯及吸附剂，一般情况下，半年更换一次。 DL/T712-2000 火力发电厂凝汽器管选材导则 ： 问答： 1.凝结水水质的污染指标？ 受污染的冷却水，会引起铜合金的局部腐蚀、微生物腐蚀或应力腐蚀，特别是对铝黄铜管及白铜管的影响更为显著。 水的污染程度，可用水质的下述四个指标来衡量： a)硫离子含量 (S2 )，其测定方法按照 GB/T 14425 进行； b)氨含量 (NH3)，其测定方法按照附录 A2(标准的附录 )进行； c)溶解氧含量 (O2)，其测定方法按照附录 A3(标准的附录 )进行； d)化学耗氧量 (CODMn)，其测定方法按
15、照附录 A4(标准的附录 )进行。 当上述指标之一超过规定值时，即认为水体污染，应采取措施，减少其影响。 2.凝汽器管板选择的基本原则？ 应从管板的耐蚀性、使用年限、价格及维护费用等方面进行全面的技术经济比较。同时，更重要的还应考虑易于与管子胀接或焊接，应尽量避免与管子发生电偶腐蚀，或采取有效的防腐措施，以确保凝汽器整体的严密性。 判断 ： 1、 冷却水中的溶解固形物、氯离 子和硫酸根离子等含量对凝汽器管材的腐蚀起着重要作用。 2、冷却水含较高溶解固形物和氯离子的时间，一年中连续不超过两个月 。 3、 冷却水的悬浮物和含砂量，是引起凝汽器管冲击腐蚀和沉积物下局部腐蚀的重要因素 。 DL/T43
16、8-2009 火力发电厂金属技术监督教程 1、汽轮机金属技术监督的目的 通过对受监部件的检验和诊断，及时了解并掌握设备金属部件的质量状况，防止机组设计、制造、安装中出现的与金属材料相关的问题以及运行中材料老化、性能下降等因素而引起的各类事故，从而减少机组非计划停运次数和时间，提高设备安全运 行的可靠性，延长设备的使用寿命。 2、汽轮机金属技术监督的任务？ a）做好受监范围内各种金属部件在制造、安装、检修及老机组更新改造中材料质量、焊接质量、部件质量监督以及金属试验工作。 b）对受监金属部件的失效进行调查和原因分析，提出处理对策。 c）按照相应的技术标准，采用无损探伤技术对设备的缺陷及缺陷的发展
17、进行检测和评判，提出相应的技术措施。 d）按照相应的技术标准，检查和掌握受监部件服役过程中表面状态、几何尺寸的变化、金属组织老化、力学性能劣化，并对材料的损伤状态作出评估，提出相应的技术措施。 e）对重要 的受监金属部件和超期服役机组进行寿命评估，对含缺陷的部件进行安全性评估，为机组的寿命管理和预知性检修提供技术依据。 f）参与焊工培训考核。 g）建立、健全金属技术监督档案，并进行电子文档管理。 3、 金属技术监督的实施 细则？ a）金属技术监督是火力发电厂技术监督的重要组成部分，是保证火电机组安全运行的重要措施，应实现在机组设计、制造、安装（包括工厂化配管）、工程监理、调试、试运行、运行、停
18、用、检修、技术改造各个环节的全过程技术监督和技术管理工作中。 b）金属技术监督 应 贯彻“安全第一、预防为主”的方针，实行金属专业监督与其他专业监督相结合，有关电力设计、安装、工程监理、调试、运行、检修、修造、物资供应和试验研究等部门应执行本标准。 c）火力发电厂和电力建设公司应设相应的金属技术监督网并设置金属技术监督专责工程师，监督网成员应有金属监督的技术主管 ， 金属检验、焊接、锅炉、汽轮机、电气专业技术人员和金属材料供应部门的主管人员； 金属技术监督专责工程师应有从事金属监督的经验。 d）火力发电厂的金属技术监督专责工程师在技术主管领导下进行工作，金属技术监督专责工程师的职责 参 见附录
19、 A。 e） 各电力公司可根据本标准制定相应的本企业金属技术监督规程、制度或实施细则，地方电厂（热电厂）和各行业系统的自备电厂可参照本标准开展金属技术监督工作。 4、 材料的质量验收应遵照的 规定。 a）受监的金属材料，应符合相关国家标准和行业标准；进口的金属材料，应符合合同规定的相关国家的技术法规、标准。 b）受监的钢材、钢管、备品和配件，应按质量保证书进行质量验收。质量保证书中一般应包括材料牌号、炉批号、化学成分、热加工工艺、力学性能及必要的金相、无损探伤结果等。数据不全的应进行补检，补检的方法、范围、数量应符合相关 国家标准或行业标准。 c）重要的金属部件，如汽包、汽水分离器、联箱、汽轮
20、机大轴、叶轮、发电机大轴、护环等，应有部件质量保证书，质量证明书中的技术指标应符合相关国家标准或行业标准。 d）锅炉部件金属材料的入厂检验按照 JB/T 3375 执行。 e）受监金属材料的个别技术指标不满足相应标准的规定或对材料质量发生疑问时，应按相关标准扩大抽样检验比例。 f）无论复型式试样的金相组织检验，金相照片均应注明分辨率（标尺）。 5、 金属焊接质量的监督包括哪些内容？ 1) 凡金属监督范围内的锅炉、汽轮机承压管道和部件的焊接，应由具有 相应资质的焊工担任。对有特殊要求的部件焊接，焊工应做焊前模拟性练习，熟悉该部件材料的焊接特 性。 2) 凡焊接受监范围内的各种管道和部件，焊前应按
21、 DL/T868 2004 的规定进行焊接工艺评定；焊接材料的选择、焊接工艺、焊后热处理、焊接质量检验及质量评定标准等，应按DL/T 869 和 DL/T 819 执行。 3) 焊接材料（焊条、焊丝、钨棒、氩气、氧气、乙炔和焊剂）的质量应符合国家标准或相关标准规定的要求，焊条、焊丝等均应有制造厂的质量合格证；焊材过期，应重新送检 。 4) 焊接材料应设专库储存，并按有关技术要求进行管理，保证库房内湿度和温度符合要求，防止变质锈蚀；焊接材料的保管还应符合相关安全技术规定。 5) 受压组件不合格焊缝的处理原则，应按 DL/T 869 执行。 6) 受监范围内部件外观质量检验不合格的焊缝，不允许进行
22、其它项目的检验。 7) 采用代用材料后，应做好记录，同时应修改相应图纸并在图纸上注明。尤其要做好抢修更换管排时材料变更后的用材及焊缝位置的变化记录。 8) 外委工作中凡属受监范围内的部件和设备的焊接，应遵循如下原则： a）承担单位 应 有按照 DL/T868 2004 规定 进行的焊接工艺评定，且评定项目能够覆盖承担的焊接工作范围。 b） 承担单位应具有相应的检验试验能力，或与有能力的检验单位签定技术合同，负责其承担范围的检验工作。 c） 承担单位应有符合 6.1 要求 且 考试合格的焊工 。 d）委托方应及时对焊接质量和检验技术报告进行监督检查 。 e）焊接接头的质量检验程序、检验方法、范围
23、和数量，以及质量验收标准，应按 DL/T 869 的规定进行 。 f）工程竣工时，承担单位应向委托单位提供完整的技术报告。 6、 联箱筒体、焊缝有 下列情况时，应予返修或判不合格： a）母材存在裂纹 、夹层 或 无损探伤的其他超标缺陷。 b）焊缝 存在 裂纹、未熔合及较严重的气孔、夹渣，咬边、根部内凹等缺陷。 c） 筒体和管座的壁厚小于 最小需要壁厚。 d） 筒体与 管座型式、规格、材料牌号不匹配。 7、 对 联箱筒体和 管座的表面质量要求为： a） 筒体表面 不允许有裂纹、折叠、重皮、结疤及尖锐划痕 等缺陷 ，筒体焊缝和管座角焊缝 不允许 存在 裂纹、未熔合、气孔、 夹渣，咬边、根部凸出和内
24、凹等缺陷， 管座角焊缝应圆滑过渡 。 b）对上述表面缺陷应完全清除，清除后的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于 按 GB/T 9222 2008 计算 的 筒体的 最小 需要 壁厚。 c） 筒体表面 凹陷深度不得超过 1.5mm，凹缺最大长度不应大于周长的 5%，且不大于40mm。 d）环形联箱弯头外观应无裂纹、重皮和损伤，外形尺寸符合设计要求。 8、汽轮机大型金属铸件 安装前的检验 大型铸件如汽缸、汽室、主汽门、 调速汽门、平衡环、 阀门 等部件，安装前应进行以下资料审查 : a）制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准；对进口部件，除应符合有关国家的
25、技术标准和合同规定的技术条件外，应有商检合格证明单。汽缸、汽室、主汽门、阀门等 材料及制造有关技术条件 参 见附录 B。 b）部件的技术指标包括： 1） 部件图纸 。 2） 材料牌号 。 3） 坯料制造商 。 4） 化学成分 。 5） 坯料的冶炼、铸造和热处理工艺 。 6） 力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度 FATT50 或 FATT20。 7） 金相组织 。 8） 射线或超声波探伤 结果。特别注意 铸钢件的关键部位 ， 包括铸件的所有浇口、冒口与铸件的相接处、截面突变处以及焊缝端头的预加工处。 9、汽轮机 运行期间的 金属 检验监督 1、 机组每 次 A 级检 修 对受监的大型铸
26、件进行表面检 验 ， 有疑问时进行无损探伤，特别要注意高压汽缸高温区段的内表面、结合面和螺栓孔部位以及主汽门内表面。 2、 大型铸件发现表面裂纹后，应进行打磨或打止裂孔， 若 打磨 处的实际壁厚小于壁厚的最小值， 根据打磨深度由金属监督专责工程师提出是否挖补。对挖补部位应进行无损探伤和金相 组织 、硬度检 验 。 3、 根据部件状况，确定是否对部件进行超声波探伤。 10、火力发电厂金属技术监督专责（或兼职）工程师职责 1 协助总工程师组织贯彻上级有关金属技术监督标准、规程、条例和制度，督促检查金属技术监督实施情况。 2 组织制定本单位的金属技术监 督规章制度和实施细则，负责编写金属技术监督工作
27、计划和工作总结。 3 审定机组安装前、安装过程和检修中金属技术监督检验项目。 4 及时向厂有关领导和上级主管（公司）呈报金属监督报表、大修工作总结、事故分析报告和其他专题报告。 5 参与有关金属技术监督部件的事故调查以及反事故措施的制订。 6 参与机组安装前、安装过程和检修中金属技术监督中出现问题的处理。 7 负责组织金属技术监督工作的实施。 8 组织建立健全金属技术监督档案。 名词解释： 高温联箱 ： 指工作温度大于等于 400的联箱。 椭圆度 ： 弯管或弯头弯曲部分同一圆截面上最大外径与最小外径之差与名义外径之比。 A 级检修 ： A 级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、
28、恢复或提高设备性能。 国产机组 A 级检修间隔 4 年 6 年，进口机组 A 级检修间隔 6 年 8 年。 A 级检修与机组的传统大修相当。 B 级检修 ： B 级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修理。 B 级检修可根据机组设备状态评估结果，有针对性地实施部分 A 级检修项目或定期滚动检修项目。 DLT/711-1999 汽轮机调节控制系统试验导则 名词解释： 最大容量：在规定的终端参数下，调节汽阀全部开启，汽轮机能输出的最大功率，也称阀门全开容量和最大负荷。 瞬时飞升转速：汽轮机在调节系统控制下甩负荷后，转速的瞬时最大升高值。若在额定转速甩去额定负荷时，为额定瞬
29、时飞升转速。 危急超速飞升转速：汽轮机在调节系统失控的条件下甩负荷后，汽轮机转速的最大升高值。若在顿定转速甩去额定负荷时，为额定危急超速飞升转速。 转速不等率 ：调节系统给定值不变，机组负荷由零至额定值，对应的转速变化，以额定转速的百分率表示。 调节系统迟缓率： 不会引起调节汽阀位置改变的稳态转速变化的总值 ， 以倾定转速的百分率表示 。 调节系统稳定性： 调节系统通过其控制作用，来衰减转速或负荷振荡到在可接受范围内的能力。 问答： 1、什么是提升转速试验 ？试验注意事项哪些 ？ 1 提升转速试验也称超速试验，其目的是调整、校验危急保安器，设定转速。 2 试验是在汽轮机空负荷状态下进行的。除被
30、试验的危急保安器外，其他保护装置均应投人工作超速跳闸指示装置动作，指示应正确。 3 汽轮机冷态启动，应在带 25%-30%额定负荷连续运行 3-4h 后再进行试验。 4 试验前应手操就地跳闸装置，主汽阀、调节汽阀油动机应能迅速关闭，转速立即下降，确认工作正常 5 若机组设有不提升转速也可以使危急保安器动作的装置 (充油装置 )，可先用此装置进行试验，当确认危急保安器动作正常后，再进行提升转速试验。 6 用为提升转速而设置的超速试验装置提升转速，或用同步器升速到 3150r/min 后再用超速试验装置继续提升转速，直到危急保安器动作。若转速达到危急保安器动作转速而未动作时，应立即手动停机。 7
31、提升转速过程应平稳、缓慢，不要在高转速下停留。升速率不大于每秒 0.2%额定转速。 8 试验 过程记录危急保安器动作转速和复位转速。 9 每只危急保安器一般进行两次试验，两次动作转速差不应超过 0.6%额定转速。当机组为初次投运，应进行三次试验，第三次动作转速与前两次动作转速平均值之差不超过 I%额定转速。 10 试验过程应严密监视汽轮机转速、轴承振动。超过规定值应立即手动停机。 2 汽阀严密性试验 要求及注意事项？ 1 为避免汽轮发电机组在突然甩负荷或紧急停机过程中转速的过度飞升，以及在低转速范围内能有效地控制转速、高、中压主汽阀和高、中压调节汽阀的严密性必须符合要求 2 试 验是在汽轮机空
32、负荷状态下进 行的。蒸汽参数和真空应尽量保持额定主（ 再热 )蒸汽压 力最低不得低于额定压力的 50%。主汽阀或调节汽阀关闭后，汽轮机转速应能下降至 公 式的计算值 ： n (p/p0) x1 000 r/m in 式中 :P 试验条件下的主蒸汽或再热蒸汽压力， MPa; Po 额定主蒸汽或再热蒸汽压力， MPa; 3 对于中压机组阀门的最大蒸汽泄漏量应不致影响转子降速至静止。对于主蒸汽压力 为 9MPa 或以上的机组，其阀门最大蒸汽泄漏量不致影响转子降速至 1000r/min 以下。 4 要求每类阀门分别单独试验。在额定转速下调节汽阀 (或主汽阀 )处于全开状态，迅速关闭 主汽阀 (或调节汽
33、阀 )，记录降速过程时间和最低稳定转速。 5 汽阀严密性试验也可以按制造厂提供的方法和标准进行 。 6 试验过程中应注意汽轮机胀差、轴向位移、机组振动和缸温变化。 7 试验过程中应注意保持锅炉汽压、汽温、汽包水位 。 3.调节系统静态特性试验中的静止试验的试验目的和条件 调节系统静止试验也称静态调整试验。测取调节部套静态相关特性 ，初步确定调节系统 静态特性，为机组创造安全、可靠的启动条件 。 试验条件 ： 汽轮机在静止状态下，调节系统安装、调整完毕。油压、油温近于正常运行工况，油质合格 。 4、 调节系统静态特性试验中的带负荷试验目的以及实验条件？ 目的： 通过试验获取调节系统在有蒸汽作用下
34、的特性 : 配汽机构特性 、 调节汽阀重叠度特性 、 调节汽阀提升力特性 、 调节汽阀油动机迟缓率 、 负荷稳定性 。 试验条件 ： 1、 汽轮机在额定参数下稳定运行，主蒸汽压力偏差不超过额定值的土 1%，主蒸汽 温度 偏差不超过士 5。大于允许偏差时应进行修正 c 2、 给水回热系统正常投入运行。 3、 电网频率尽可能保持稳定 。 5、调节系统动态特性试验的方法分为哪两种？ 常规法（甩电负荷）甩负荷试验和测功法（甩汽负荷）甩负荷试验。 6、 常规法 (甩电负荷 )甩负荷试验 的目的和试验范围？ 1、考核调节系统动态特性 c 2、首台新型机组或调节系统改造后的机组，必须采用常规法甩负荷试验 3
35、、适用于汽轮机调节系统的考核试验，也可以用于新投产机组汽轮机调节系统的验 收试验。 7、 常规法 (甩电负荷 )甩负荷试验 的试验条件？ 1 主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 2 调节系统静态特性符合要求。 3 保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，油动机关闭时间符合要求。 5 抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。 6 高压启动油泵、交直流润滑油泵联锁动作正常，高压加热器保护动作正常。 7 油系统油质合格。 8 利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投人， 9 汽轮机旁路系统应处于热备用状态
36、。 10 锅炉过热器、再热 器安全阀调试、校验合格。 11 主要监视仪表准确，热工控制系统工作正常，热工、电气保护接线正确、动作可靠，并能满足试验的要求。 12 厂用电源可靠。 13 发电机主开关和励磁开关跳合正常。 14 电网周波保持在 50Hz 0.1Hz 以内，并留有备用容量。 15 试验用仪器、仪表校验合格，并已接人测量系统。 16 试验领导组织机构成立，明确 职责分工。 17 已取得电网调度的同意。 8、 常规法 (甩电负荷 )甩负荷试验的试验方法 1 试验准备工作就绪后，由试验负责人下达试验开始命令，由运行值班人员进行甩负荷的各项操作 2 断开发电机主开关，机组与电网解列甩去全部负
37、荷，记录有关数据，测取汽轮机调节系统动态特性 3 凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩 50%和 100%额定负荷两级进行。当甩额定负荷后，转速超调量大于或等于 5%时，则应中断试验，不再进行甩 100%额定负荷试验 4 可调整抽汽式汽轮机，首先按凝汽工况进行甩负荷试验，合格后再投入可调整抽汽，按最大抽汽流量进行甩负荷试验。 5 试验应在额定参数、回热系统全部投人等正常系统、运行方式 和运行操作下进行。不得采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、汽轮机停机等运行操作方式。 6 根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验之前，对设备的运行方式和运行参数控制方法等，可以作适当的操作和调整 7 试验过程
38、中应设专人监视转速的变化，注意锅炉汽温、汽压和水位的变化。 8 机组甩负荷以后，在调节系统动态过程尚未终止之前，不可操作同步器 (具有同步器自动返回功能的电液调节系统除外 )。 9 甩负荷试验过程结束、测试和检查工作完毕后，应尽快并网接带负荷。 1、 测功法甩汽负荷 )甩负荷试验 的目的和适用范围？ 1 侧取汽轮发电机组甩负荷后有功功率变化过渡过程曲线，计算瞬时最高转速。 2 用于新投产机组的验收试验，机组大、小修前后的校核试验。 3 用于危急超速最高转速的测定。 2、 测功法甩汽负荷 )甩 负荷试验 的 试验条件 1 已取得该型机组转子实测转动惯量，或制造厂提供了该试验机组设计转动惯量。 2
39、 调节系统静态特性符合要求。 3 保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常 4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，油动机关闭时间符合要求，油系统油质合格。 5 抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。 6 高压启动油泵、交直流润滑油泵联锁动作正常，高压加热器保护动作正常。 7 锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 8 主要监视仪表准确，热工控制系统工作正常，热工、电气保护接线正确、动作可靠，并能满足试验的要求。 9 机组在带负荷不与电网解列的条件下，对确保关闭调节汽阀、抽汽逆止阀所采取的措施已完成。 10 调节汽阀油动机关闭操作方式、试验起始指令等，应尽量与甩负荷工况相一致。
