汽轮机技术监督标准规范知识题库

1、.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

2、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 superc

3、riticAl 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）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 de

4、AerAtor）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“”。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

5、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。（）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。（）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。（）8） 事故放油阀手轮应在底部。（）9） 可以采用拆油表接头方法来泄放油系统内的空气。（）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。

6、（）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。（）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。（）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。（）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。（）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

7、系统经重大改造后的机组，不能进行甩负荷试验。（）21） 运行100k小时以上的机组，每隔35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。（）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

8、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。（）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

9、。（）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。（）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。（）38） 疏水联箱的标高应不高于凝汽器热水井最高点标高。（）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

10、可以同时进行。（）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。（）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97101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

11、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，最大不超过管材屈服极限的0.8倍。（）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

12、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。（）标准DL/T 834-2003汽轮机防进水和冷蒸汽导则3.1.155） 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3.1.356） 疏水管道的安装

13、，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3.2.257） 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3.3.358） 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

14、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3.3.459） 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3.3.760） 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。（）DL/T 834-2003汽轮机防进水和冷蒸汽导则3.3.861） 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4.1.162） 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

15、统。（） DL/T 834-2003汽轮机防进水和冷蒸汽导则4.1.363） 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4.2.264） 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4.2.365） 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4.2.366） 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

16、则4.3.167） 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4.3.468） 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4.3.669） 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4.4.170） 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 834-20

17、03汽轮机防进水和冷蒸汽导则4.4.671） 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4.4.672） 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4.5.173） 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。（）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

18、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4.5.475） 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4.7.476） 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

19、4.7.1077） 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5.2.178） 调节系统转速不等率为为3%6%，一般取4%。（）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。（）DL/T 1078-2007表面式凝汽器运行性

20、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4.17.282） 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4.17.283） 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5.3.1.284） 凝汽器

21、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5.3.1.285） 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。（）DL/T 1078-2007表面式凝汽器运行性能试验规程5.3.1.286） 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。（）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。（）DL/T 1

22、051-2007电力技术监督导则4.388） 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6.1.689） 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6.1.890） 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6.1.891） 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

23、.1292） 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6.2.4.1293） 对于空冷机组，300MW及以下机组的真空下降速度不大于100Pa/min。（）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。（）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

24、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。（）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。（）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。（）DL/T 1052-2007节能技术监督导则6.2.4.1398） 当循环水温

25、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6.2.4.1399） 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不应超过50。（）DL/T 1052-2007节能技术监督导则6.2.8100） 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。（）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6.3.3.2102） 向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置必要的热

26、能计量装置。（）DL/T 1052-2007节能技术监督导则6.3.4.1103） 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6.3.4.2104） 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%。（）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6.3.4.210

27、6） 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6.3.4.2107） 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6.3.4.3108） 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6.3.5.2109） 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%。（）DL

28、/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6.3.5.2111） 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6.3.5.2112） 水表的精度等级不应低于1.0级。（）DL/T 1052-2007节能技术监督导则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

29、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6.3.5.3114） 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6.2.4.2115） 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6.4.2.6116） 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

30、验。（）DL/T 1052-2007节能技术监督导则6.5.4.6117） 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6.1.8118） 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。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则6.1.8119） 一次性安装油管和套装油管路安装时，必须做水压试验。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则8.1.14120） 油循环冲洗对象应

31、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8.1.15121） 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8.1.19122） 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

32、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9.1.7124） 转子首次盘车时，应记录原始弯曲最大晃度值及圆周方向相位。大轴晃度值超过制造厂的规定值，或超过原始值0.02mm，严禁启动汽轮机。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则9.1.18125） 进行超速试验前，应带20%30%额定负荷连续运行3h4h进行。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则9.1.19（应带25%30%额定负荷连续运行3h4h进行）126） 汽轮机危急保安器的整定动作转速宜为额定转速的108%110%。（）DL/T 1055-2007

33、发电厂汽轮机技术监督导则9.1.19（应为额定转速的109%111%）127） 汽门严密性试验时，主/再热蒸汽压力可以为40%额定压力。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则9.1.24（不低于50%额定压力）128） 在机组初步设计阶段，就应确定性能试验的负责单位，试验单位应确定试验负责人。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则10.1.10129） 每两年应对汽轮机运行规程、图册进行一次复查、修订，并书面通知有关人员。不需修订的，也应出具经复查人、批准人签名“可以继续使用”的书面文件。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.1.

34、2（每年进行一次）130） 机组正常启动、运行中应定期测试轴系振动，建立振动技术档案。A级检修后实测临界转速值，并列入运行规程。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.1.5131） 对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，可不进行甩负荷试验。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.2.13132） 运行达10万小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.4.4133） 按DL/T 438、DL/T 612、DL/T 647的规定对压力容器、高温

35、高压管道（包括油管道）进行金属监督和定期检测，严防爆破等恶性事故。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.4.7134） A级检修结束后宜在20d内完成热效率试验。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.6.3135） A级检修具备测量条件的机组，对汽轮机（包括驱动给水泵汽轮机调频叶片）低压末级叶片进行频率测量，自带冠叶片除外。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.6.136） 机组每次A级检修后，对主汽门、调节汽门（包括高压缸排汽/回热/至除氧器/抽汽供热抽汽止回阀）的关闭时间、特性进行测试。（）DL/T 105

36、5-2007发电厂汽轮机技术监督导则11.1.6.6137） 充/注油试验在机组运行每3000小时进行一次。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则附录D138） 300MW机组调节汽门关闭时间应小于400毫秒。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则附录E139） 300MW机组主汽汽门关闭时间应小于300毫秒。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则附录E140） 1000MW机组主汽门和调节汽门关闭时间均应小于300毫秒。（）DL/T 1055-2007发电厂汽轮机技术监督导则附录E141） 要测量流过管道中安装的差压装置的流量，流体必须充

37、满测量管道。（）GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法5.3.1.1142） 在节流件上游至少5D和下游至少4D的长度范围内，管子的内表面应清洁、没有凹坑、没有沉积物和结垢。（）GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法5.3.1.5（上游至少10D和下游至少4D的长度范围内）143） 准确度为0.1、0.2、0.5级的超声波流量计，检定周期为1年。对于准确度低于0.5级的流量计，其检定周期为2年。（）GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法附录D144） 除非怀疑关键尺寸有变化，否则，孔板、喷嘴和文丘里喷嘴可以不要求检定，如果要进行检定，应根据JJG 640中的规定进行。（

38、）GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法5.8.1145） 测量泵流量的差压变送器应送上级计量检定部门进行检定，检定周期为一年。GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法146） 准确度为0.1、0.2、0.5级的蜗轮流量计，检定周期为1年。对于准确度低于0.5级的流量计，其检定周期为2年。（）GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法8.6147） 电磁流量计的准确度等级分为0.3、0.5、0.8、1级。（）GB/T 3214 GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法水泵流量测定的方法9.1148） 在电磁流量计附件，应避免强电磁场。（）GB/T 3214 GB/T 3

39、214-2007水泵流量测定的方法水泵流量测定的方法9.4.1149） 在汽轮机和发动机升速运行之前，一般要测量转轴的晃度。（）GB/T 11348.2-2007旋转机械转轴径向振动的测量和评定、GB/T 3214-2007水泵流量测定的方法150） 冷态启动指停机超过72小时再启动。（）GB/T 5578-2007固定式发电用汽轮机规范6.1.2151） 温态启动指停机时间在10小时72小时之间的启动。（）GB/T 5578-2007固定式发电用汽轮机规范6.1.2152） 热态启动的停机时间不到10小时。（）GB/T 5578-2007固定式发电用汽轮机规范6.1.2153） 极热态启动指

40、机组跳闸1小时内重新启动。（）GB/T 5578-2007固定式发电用汽轮机规范6.1.2154） 电厂编制运行规程时，应附有下列技术资料：（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则3.3 机组背压对热耗的影响曲线； 机组背压对功率的影响曲线； 凝汽器变工况特性曲线； 循环水泵运行特性曲线； 抽气设备性能与冷却水温度或者工作蒸汽参数的变化曲线。155） 机组检修完成后，不必对凝汽器及真空系统进行灌水检漏。（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则4.2.1156） 机组停运超过2个月时，应对凝汽器采取干燥保养措施。（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运

41、行维护导则4.2.15（机组停运超过一个月时，应对凝汽器采取干燥保养措施）157） 机组停运超过3天时，应排除凝汽器水室中的冷却水和热井中的凝结水。（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则4.2.14158） 停机时间超过30天时，机组投运后3天内应进行严密性试验。（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则5.2.1（停机时间超过15天时，机组投运后3天内应进行严密性试验）159） 冷端系统设备包括汽轮机低压缸、凝汽器、在真空状态下运行的低压加热器、循环水泵、冷却塔、抽气器、胶球清洗装置等。（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则6.1160

42、） 高压水射流清洗时，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，最大不超过管材屈服极限的 0.7倍。（）DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则8.3.2（清洗水工作压力应为25MPa-40MPa，最大不超过管材屈服极限的 0.67倍）161） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，国产亚临界300MW等级湿冷机组（配置汽动给水泵），汽轮机实施通流部分改造后，热耗率的目标值应达到7930kJ/kWh。（）162） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，国产亚临界600MW等级湿冷机组（配置汽动给水泵），汽轮机实施通流部分改造后，热耗率的目标值应

43、达到7900kJ/kWh。（）163） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，国产亚临界300MW等级空冷机组（配置电动给水泵），汽轮机实施通流部分改造后，热耗率的目标值应达到8200kJ/kWh。（）164） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，国产350MW超临界汽轮机在不考虑老化修正，THA工况下汽轮机热耗率高于7780kJ/kWh时，宜尽快安排对汽轮机进行揭缸处理。（）165） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，国产引进型300MW汽轮机在THA工况下热耗率高于8050kJ/kWh，可进行汽轮机本体技术改进。（）166） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，在THA工况下，国产

44、300MW等级亚临界湿冷机组，配置汽动给水泵，在THA工况下汽轮机热耗率高于8100kJ/kWh时应对汽轮机通流部分进行全面检查及通流间隙进行调整。（）167） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，在THA工况下，国产600MW等级亚临界湿冷机组，配置汽动给水泵，在THA工况下汽轮机热耗率高于8000kJ/kWh时应对汽轮机通流部分进行全面检查及通流间隙进行调整。（）168） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，在THA工况下，国产300MW等级亚临界空冷机组，配置电动给水泵，在THA工况下汽轮机热耗率高于8300kJ/kWh时应对汽轮机通流部分进行全面检查及通流间隙进行调整。（）169）

45、 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，通过揭缸处理，600MW超临界汽轮机热耗率应达到7700kJ/kWh以下，平衡盘漏汽量在1.5%左右，5、6、7段抽汽温度仅比设计值高2030。（）170） 对于新投产机组，应按规定的时间和要求及时拆除主汽阀和再热蒸汽阀前临时滤网。（）171） 衡量冷端系统性能优劣的主要指标为凝汽器喉部的绝对压力。（）172） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，在机组80%额定负荷以上，应确保湿冷机组真空严密性200Pa/min；在机组50%80%额定负荷，应确保湿冷机组真空严密性270Pa/min。（）173） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，对于凝汽器水侧

46、的软垢，可以选择普通海绵球。干态的海绵球球径应等于冷凝管的内径，湿态的海绵球球径应比冷凝管内径大1mm。（）（湿态的海绵球球径应比冷凝管内径大1-2mm）174） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，对于凝汽器水侧的硬垢，可以选择硬球（塑料球）和金刚砂球，塑料硬球靠撞击除硬垢；金刚砂球靠摩擦除硬垢。塑料硬球的球径应比冷凝管内径小0.51mm；湿态金刚砂球球径应比冷凝管内径大，且不大于1mm。（）175） 通常，对于设计循环水温度为20的情况，300MW机组凝汽器面积为17000m218000m2，600MW机组凝汽器面积为34000m236000m2。对于全年平均循环水温度高于20的情况，凝

47、汽器面积应适当增大，并根据优化计算确定凝汽器的面积。（）华能火力发电机组节能降耗技术导则176） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，新设计的配套两台循环水泵的机组，应考虑至少一台循环水泵具备双速功能。（）177） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，从冷端系统运行优化的实际可操作性出发，优先推荐循环水泵电机双速运行方案。（）178） 冷却塔的实测冷却能力小于95%时，或夏季100%负荷下冷却塔出水温度与当地的湿球温度差大于8时，表明冷却塔存在问题，宜对冷却塔进行全面检查，必要时实施冷却塔技术改造。（）华能火力发电机组节能降耗技术导则179） 冷却塔主要用水包括：蒸发散热用水；飘逸出塔外的

48、飘滴损失用水；排污用水。（）华能火力发电机组节能降耗技术导则180） 冷却塔夏季运行时，蒸发散热损失水量占循环冷却水量1.7%左右；冬季运行时，占1.0%左右。（）华能火力发电机组节能降耗技术导则（冬季运行时，占1.2%左右）181） 华能火力发电机组节能降耗技术导则规定，凝结水泵电机加装变频调节装置后，600MW及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于0.2%，其他机组凝结水泵耗电率不大于0.22%。（）182） 华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准规定，对于机组供电煤耗高于优秀燃煤发电厂基准值5g/(kWh)，或发电厂用电率高于基准值0.5个百分点，以及新投产机组，应进行节能诊断分析工作。（

49、）183） 华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准规定，凝汽器端差应小于等于3.5。（）184） 华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准规定，高中压平衡盘漏汽量（高中压合缸）应小于等于2%。（）185） 华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准规定，湿冷机组真空严密性应小于等于270Pa/min。（）186） 华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准规定，空冷机组真空严密性应小于等于100Pa/min。（）187） 华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准规定，正常运行时再热减温水流量控制值为零。（）188） 为了节约厂用电率，机组真空没有达到最佳真空，可以采用循环水泵变速运行。（）华能火力发电机组节电导则4.2.1（机组真空没

50、有达到最佳真空，不应采用循环水泵变速运行）189） 华能火力发电机组节电导则要求，300MW等级亚临界湿冷机组设计厂用电率应达到5.3%。（）（5.2%）190） 华能火力发电机组节电导则要求，350MW等级亚临界湿冷机组设计厂用电率应达到5.2%。（）（5.1%）191） 华能火力发电机组节电导则要求，350MW等级超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.9%。（）192） 华能火力发电机组节电导则要求，600MW等级亚临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.9%。（）193） 华能火力发电机组节电导则要求，600MW等级超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.8%。（）（4.7%）194） 华能火力发电

51、机组节电导则要求，600MW等级超超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.8%。（）（4.7%）195） 华能火力发电机组节电导则要求，1000MW等级超超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.5%。（）196） 华能火力发电机组节电导则要求，300MW等级亚临界直接空冷机组设计厂用电率应达到5.3%。（）（7.8%）197） 华能火力发电机组节电导则要求，600MW等级亚临界直接空冷机组设计厂用电率应达到5.2%。（）（5.1%）198） 华能火力发电机组节电导则要求，600MW等级超临界直接空冷机组设计厂用电率应达到5.2%。（）（5.1%）199） 华能火力发电机组节电导则要求，1000MW等级

52、超超临界直接空冷机组设计厂用电率应达到4.9%。（）200） 华能火力发电机组节电导则要求，300MW等级亚临界间冷机组设计厂用电率应达到5.3%。（）201） 华能火力发电机组节电导则要求，600MW等级超临界间冷机组设计厂用电率应达到4.8%。（）202） 华能火力发电机组节电导则要求，1000MW等级超超临界间冷机组设计厂用电率应达到4.6%。（）203） 华能集团公司节能监督技术标准要求，高低压加热器的投入率应达到98%以上。（）204） 华能集团公司节能监督技术标准要求，胶球投入率应达到98%以上。（）205） 华能集团公司节能监督技术标准要求，胶球回收率应达到98%以上。（）206

53、） 华能集团公司节能监督技术标准要求，A级检修前后或汽轮机通流部分改造前后，宜以阀点为基准进行汽轮机热力性能试验，测试并对比检修或改造前后汽轮机缸效率和热耗率，以检验汽轮机通流检修或改造的效果。（）207） 集中供热系统的热量结算点必须安装热量表。（）JGJ 173-2009-2009供热计量技术规程3.0.2208） 热源和热力站的供热量应采用热量测量装置加以计量监测。（）JGJ 173-2009-2009供热计量技术规程4.1.1209） 热力站的热量测量装置的流量传感器应安装在一次管网的回水管上。（）JGJ 173-2009-2009供热计量技术规程4.1.2210） 热量表的流量传感器

54、的安装位置应符合仪表安装要求，且宜安装在回水管上。（）JGJ 173-2009-2009供热计量技术规程3.0.6211） 热源或热力站的燃料消耗量、补水量、耗电量均应计量。循环水泵耗电量可不单独计量。（）JGJ 173-2009-2009供热计量技术规程4.1.4212） GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验规定，试验最好在投运后8周内进行，目的在于把汽轮机性能的劣化及汽轮机发生损伤的风险降低到最小程度。（）213） GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验的目的是为了验证制造商所提供的热力性能保证值。（）214） GB 8117.1-2008大型凝汽式汽

55、轮机高准确度试验规定，在验收试验开始之前，应确认汽轮机组主辅设备和系统均良好，热力和疏水阀门内漏已经消除。（）215） 将热耗率试验结果按启动焓降试验的效率进行修正或进行老化修正是不允许的。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.4216） 汽轮机热力性能试验结果的准确度很大程度上取决于对系统的有效隔离。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.4.4217） 对于严格进行隔离的验收试验的热力系统，不明泄漏量引起的储水箱工质的减少量，宜不大于满负荷时大约新蒸汽流量的0.1%。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.4.421

56、8） 汽轮机热力性能验收试验时，汽轮机制造厂、电厂和试验单位应就汽轮机性能劣化及采取的措施进行协商。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.5219） 如果大修能消除影响汽轮发电机组性能上的任何缺陷，则试验宜在第一次大修后立即进行。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.5220） 在“阀点”上进行试验，其热力性能接近最佳。“阀点”负荷和流量可能不会正好是制造商所预期的值。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.6.1221） 当在规定阀门开度下进行试验时，为了获得最经济的负荷值，应允许负荷在保证值的规定负荷的5%的范围内进行调整。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.6.1222） 试验时可以通过放空气量来调整机组真空。（）GB 8117.1-2008大型凝汽式汽轮机高准确度试验4.6.2223） 验收试验正式开