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一、填空:
1.TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机(振动)、(串轴)、(差胀)等起到监测显示作用。
2.泵的汽蚀余量分为(有效汽蚀余量)、(必须汽蚀余量)。
3.泵的种类有(往复式)、(齿轮式)、(喷射式)和(离心式)等。
4.泵的(qV~H特性曲线)与管道阻力特性曲线的(相交点)就是泵的工作点。
5.泵进口处液体所具有的能量与液体发生汽蚀时具有的能量之差值称为(汽蚀余量)。
6.变压运行分为(纯变压运行)、(节流变压运行)、(复合变压运行)。
7.变压运行是指维持汽轮机进汽阀门(全开)或在(某一开度),锅炉汽温在(额定值)时,改变蒸汽(压力),以适应机组变工况对(蒸汽流量)的要求。
8.除氧器滑压运行,当机组负荷突然降低,将引起除氧给水的含氧量(减少)。
9.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。
10.除氧器为(混合式)加热器,单元制发电机组除氧器一般采用(滑压运行)。
11.除氧器按运行方式的不同可分为(定压运行)及(滑压运行)。
12.除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力,应能满足其在最大进汽工况下不(超压)。
13.除氧器满水会引起(除氧器振动),严重时能通过抽汽管道返回汽缸造成汽轮机(水冲击)。
14.除氧器水位高,可以通过(事故放水门)放水,除氧器水位低到规定值联跳(给水泵)。
15.除氧器在滑压运行时容易出现(自生沸腾)和(返氧现象)。
16.除氧器有水位报警和(高水位)自动放水装置。
17.除氧器在运行中,由于(机组负荷)、(蒸汽压力)、(进水温度)、(水位变化)都会影响除氧效果。
18.除氧器在运行中主要监视(压力)、(水位)、(温度)、(溶氧量)。
19.大机组的高压加热器因故不能投入运行时,机组应相应(降低)出力。
20.大型机组超速试验均在带(10%~15%)负荷运行(4~6)h后进行,以确保转子金属温度达到转子(脆性转变温度)以上。
21.大型机组充氢一般采用(中间介质置换法)。
22.大修停机时,应采用(滑参数)停机方式。
23.大功率汽轮机均装有危急保安器充油试验装置,该试验可在(空负荷)和(带负荷)时进行。
24.当给水泵冷态启动一般采用(正暖)的暖泵方式。
25.当水泵的转速增大时,水泵的流量和扬程将(增大)。
26.当汽轮机膨胀受阻时,汽轮机转子的振幅随(负荷)的增加而增加。
27.当汽轮机排汽温度达80℃时应(自动开启低压缸喷水),当排汽温度超过121℃时应(打闸停机)。
28.当发生厂用电失去,机组故障停机,当排汽温度小于(50℃)时,方可投入凝汽器冷却水,若排汽温度超过(50℃),需经领导同意,方可投入凝汽器冷却水(凝汽器投入冷却水后,方可开启本体及管道疏水)。
29.当离心泵的叶轮尺寸不变时,水泵的流量与转速
(一)次方成正比,扬程与转速
(二)次方成正比。
30.当任一跳机保护动作后,汽机主汽阀将迅速(关闭)、停止机组运行。
31.当给水被加热至同一温度时,回热加热的级数(越多),则循环效率的(提高越多)。
这是因为抽汽段数(增多)时,能更充分地利用(压力)较低的抽汽而增大了抽汽的作功。
32.当汽轮发电机组达到某一转速时,机组发生剧烈振动,当转速离开这一转数值时振动迅速减弱以致恢复正常,这一使汽轮发电机组产生剧烈振动的转速,称为汽轮发电机转子的(临界转速)。
33.当发现真空下降,应立即对照各(真空表)及(排汽温度表),确认真空下降后,根据下降速度采取措施。
34.当凝汽器的真空提高时,汽轮机的可用热焓将受到汽轮机末级叶片蒸汽膨胀能力的限制。
当蒸汽在末级叶片中膨胀达到(最大值)时,与之相对应的真空称为极限真空。
35.当蒸汽温度与低于蒸汽压力下的饱和温度的金属表面接触时,蒸汽放出(汽化潜热),凝结成(液体),这种蒸汽与金属之间的换热现象叫凝结换热。
36.当高加故障时给水温度(降低)将引起主蒸汽温度(上升)。
37.当汽轮发电机转速高于两倍转子第一临界转速时发生的轴瓦(自激)振动,通常称为油膜振荡。
38.当内冷水箱内的含氢量达到(3)%时报警,在(120)小时内缺陷未能消除或含氢量升至(20)%时,应停机处理。
39.当机内充满氢气时,密封油不准中断,油压应大于(氢压)。
氢冷发电机的排氢管必须接至(室外)。
排氢管的排氢能力应与汽轮机破坏真空停机的惰走时间(相配合)。
40.对于倒转的给水泵,严禁关闭(入口门),以防(给水泵低压侧)爆破,同时严禁重合开关。
41.对于一种确定的汽轮机,其转子汽缸热应力的大小主要取决于(转子或汽缸内温度分布)。
42.对中间再热机组各级回热分配,一般是增大高压缸排汽的抽汽,降低再热后第一级抽汽的压力,这样做的目的是(减少给水回热加热过程中不可逆损失)。
43.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)差胀。
44.发现给水泵油压降低时,要检查(油滤网是否堵塞)、冷油器或管路是否泄漏、(减压件是否失灵)、油泵是否故障等。
45.发现运行汽轮机差胀变化大,应首先检查(主蒸汽参数),并检查汽缸膨胀和滑销系统,综合分析,采取措施。
46.发现汽轮机组某一轴瓦回油温度升高应参照其它各瓦(回油温度),冷油器(出口油温),轴瓦(油膜压力)用本瓦的(钨金温度)进行分析。
47.高压加热器钢管泄漏现象是加热器水位(升高)、给水温度(降低),汽侧压力(升高),汽侧安全门动作。
48.高压加热器水位(调整)和(保护)装置应定期进行试验,以防止加热器进汽管返水。
49.高压加热器水位保护动作后,(旁路阀)快开,(高加进口联成阀及出口电动门关闭)快关。
50.高压加热器运行工作包括(启停操作)、(运行监督)、(事故处理)、停用后防腐四方面。
51.高压加热器自动旁路保护装置的作用是要求保护(动作准确可靠);保护必须随同高压加热器一同(投入运行)保护故障禁止启动高压加热器。
52.高加运行中,由于水侧压力(高于)汽侧压力,为保证汽轮机组安全运行,在高加水侧设有(自动旁路保护装置)。
53.高、中压缸同时启动时蒸汽同时进入高中压缸冲动转子,这种方法可使高、中压缸的级组分缸处加热均匀,减少(热应力),并能缩短(启动时间)。
缺点是汽缸转子膨胀情况较复杂,差胀较难控制。
54.高、低压加热器水位过高:
会淹没铜管,影响(传热效果),严重时会造成(汽轮机进水)。
水位过低:
将部分蒸汽不凝结就会经疏水管进入下一级加热器(降低了)加热器效率。
55.高压加热器的运行中应经常检查疏水调节门动作应(灵活),(水位正常)。
各汽、水管路应无漏水、无振动。
56.高、低压加热器装设(紧急)疏水阀,可远方操作并可根据水位(自动)开启。
57.高压加热器投入运行时,一般应控制给水温升率不超过(3)℃/min。
58.高加出水电动门联锁关闭的条件是(高加解列),同时(高加进水液控阀关闭)、允许关闭的条件是(高加进水液控阀关闭)。
59.高压加热器运行中水位升高,则端差(增大)。
60.高压加热器自动旁路保护装置的作用是当高压加热器发生严重泄漏时,高压加热器疏水水位升高到规定值时,保护装置(切断进入高压加热器的给水),同时打开(旁路),使给水通过(旁路)送到锅炉,防止汽轮机发生水冲击事故。
61.高压汽轮机在(冲转后及并网后的加负荷)过程中,金属加热比较剧烈,特别是在低负荷阶段更是如此。
62.给水泵设置最小流量再循环的作用是保证给水泵有(一定的工作流量),以免在机组启停和低负荷时发生(汽蚀)。
63.给水泵装置在除氧器下部的目的是为了防止(汽蚀)。
64.给水泵出口逆止门的作用是(当给水泵停运时,防止压力水倒流入给水泵,使水泵倒转并冲击低压管道及除氧器)。
65.给水回热后,一方面用汽轮机抽汽所具有的热量来提高(给水温度),另一方面减少了蒸汽在(凝汽器)中的热损失。
66.给水泵的特性曲线必须(平坦),以便在锅炉负荷变化时,它的流量变化引起的出口压力波动(越小)。
67.给水泵泵组的前置泵的作用是(提高给水泵入口压力,防止给水泵汽蚀)。
68.给水泵不允许在低于(最小流量)下运行。
68.给水泵倒暖是高压给水泵(出口逆止门后)引入,从(吸入侧)流出。
70.给水泵的作用是向锅炉提供足够(压力)、(流量)和(相当温度)的给水。
71.给水泵启动后,当流量达到允许流量(自动再循环门)自动关闭。
72.给水泵汽化的原因有:
除氧器内部压力(低);使给水泵入口温度(高于)运行压力下的饱和温度而汽化;除氧器水位(低);给水泵入口(压力低);给水流量小于(最低流量),未及时开启再循环门等。
73.给水泵严重汽化的象征:
入口管内发生不正常的(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)。
74.给水管路没有水压形成的时候,电动给水泵启动前要(关闭)泵的出口门及出口旁路门、中间抽头门,开启再循环门。
75.滑参数停机过程中严禁做汽机超速试验以防(蒸汽带水),引起汽轮机水击。
76.滑参数停机时,一般调节级处蒸汽温度应低于该处金属温度(20~50)℃为宜。
77.滑停过程中主汽温度下降速度不大于(1~1.5)℃/min。
78.滑压运行的除氧器变工况时,除氧器(水温)变化滞后于(压力)变化。
79.滑参数启动是指汽轮机的暖管、(暖机)、(升速)和带负荷是在蒸汽参数逐渐变动的情况下进行的。
80.滑参数停机的主要目的是加速汽轮机(各金属部件冷却)利于提前检修。
81.滑压运行除氧器当负荷突增时,除氧器的含氧量(增大)。
82.火力发电厂典型的热力过程有(等温过程)、(等压过程)、(等容过程)和(绝热过程)。
83.火力发电厂中的汽轮机是将(热能)转变为(机械能)的设备。
84.火力发电厂的汽水损失分(内部损失)和(外部损失)。
85.火力发电厂常见的热力循环有:
(朗肯循环)、(中间再热循环)、(回热循环)。
86.机组带部分负荷运行,为提高经济性,要求(部分)进汽,即(顺序阀)控制方式。
87.机组甩负荷时,转子表面产生的热应力是(拉)应力。
88.机组运行过程中,当主再热汽温在10分钟内下降(50)℃时应立即停机。
89.机组旁路系统作用是加快(启动速度),改善(启动条件),延长汽轮机寿命;保护再热器,(回收工质),降低噪音,使锅炉具备独立运行的条件,避免或减少安全门起座次数。
90.机组油系统的设备及管道损坏发生漏油,凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的,应立即(停机)处理。
91.机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的(静止)试验或(仿真)试验,确认调节系统工作正常。
92.机组启动前辅助油泵处于(联动)状态。
93.机组大修或调速系统检修工作结束,油应在油质合格后方能进入(调速)系统。
94.机组热态启动时,蒸汽温度应高于汽缸金属温度(50~100)℃。
95.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。
96.机组运行中,发现窜轴增加时,应对汽轮机进行(全面检查),倾听(内部声音)、测量(轴承振动)。
97.机组正常运行时,凝汽器的真空靠(排汽凝结成水,体积缩小)形成的。
98.加热器投入的原则:
(按抽汽压力由低到高),(先投水侧,后投汽侧)。
99.加热器温升小的原因有:
抽汽电动门未(全开),汽侧积有(空气)。
100.加热器泄漏会使(端差升高)、(出口水温下降)、(汽侧水位高)、(抽汽管道冲击)。
101.加热器一般把传热面分为(蒸汽冷却段)、(凝结段)、(疏水冷却段)三部分。
102.加热器的端差是指(蒸汽饱和温度)与加热器(出水温度)之间的差值。
103.加热器的传热端差是加热蒸汽压力下的饱和温度与加热器给水(出口)温度之差。
104.加热器运行要监视进、出加热器的(水温);加热器蒸汽的压力,温度及被加热水的流量;加热器疏水(水位的高度);加热器的(端差)。
105.冷油器铜管泄漏时,其出口冷却水中有油花,主油箱油位(下降),严重时润滑油压(下降),发现冷油器漏油应(切换隔离)漏油冷油器进行处理。
106.冷段再热蒸汽管的最低点应设有(疏水)点。
107.冷却水塔是通过(空气和水接触)进行热量传递的。
108.冷却水温升是冷却水在凝汽器中(吸)热后其温度(上升)的数值。
109.离心泵不允许带负荷启动,否则(启动电流大)将损坏设备。
110.离心泵一般(闭)阀启动,轴流泵(开)阀启动。
111.密封油的主要作用是(密封氢气),同时起到(润滑),(冷却)作用。
112.密封油压、氢压、内冷水压三者的关系为(密封油压)>(氢压)>(内冷水压)。
113.凝结水泵安装位置有一定的倒灌高度,其目的是为了防止凝结水泵(汽化)。
114.凝结水泵的轴端密封采用(凝结)水密封。
115.凝结水泵的轴封处需连续供给(密封水),防止空气漏入泵内。
116.凝结水含氧量应小于(30)微克/升,锅炉给水含氧量应小于(7)微克/升。
117.凝结水再循环管应接在凝汽器的(上部)。
118.凝汽器抽真空前,禁止有(疏水)进入凝汽器。
119.凝汽器的最佳真空是(提高真空使发电机组增加的电功率与增加冷却水量使循环水泵多耗的电功率之间的差值最大的真空)。
120.凝汽器冷却水出口温度与排汽压力下的饱和温度之差称为(凝汽器端差)。
121.凝汽器冷却水管结垢,将使循环水升温(减小),造成凝汽器端差(增大)。
122.凝汽器水质恶化的可能是因为(冷却水管胀口不严)、(冷却水管泄漏)等原因。
123.凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值称为(冷却倍率)。
124.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)。
125.凝汽器压力降低,汽轮机排汽温度(降低),冷源损失(减少),循环热效率(提高)。
126.凝汽器真空降低时,容易过负荷的级段为(末级)。
127.凝汽器中水蒸汽向钢管外壁放热是有相变的(对流换热),钢管外壁传热是通过(导热)进行,内壁是通过(对流换热)向循环水传递热量。
128.凝汽器水位升高淹没钢管时,将使凝结水(过冷度增大),(真空降低)。
129.凝汽器冷却倍率可表示为(冷却水量)与(凝汽量)的比值,并与地区、季节、供水系统、凝汽器结构等因素有关。
130.凝汽器运行状况主要表现在以下三个方面:
能否达到最(有利真空);能否保证凝结水的(品质合格);凝结水的(过冷度)能够保持最低。
131.汽轮机真空下降排汽缸及轴承座受热膨胀,可能引起(中心变化),产生振动。
132.在管道内流动的液体有两种流动状态,即(层流)和(紊流)。
133.凝汽器内真空的形成和维持必须具备三个条件凝汽器钢管必须通过(一定水量);凝结水泵必须不断地把(凝结水抽走),避免水位(升高),影响蒸汽的凝结;抽气器必须不断地把漏入的空气和排汽中的其他气体抽走。
134.凝汽器冷却水管一般清洗方法有反(冲洗)、机械清洗法、干洗、高压冲洗以及(胶球清洗法)。
135.凝汽器钢管胀口轻微泄漏,凝结水硬度增大,可在循环水进口侧或在胶球清洗泵加球室加(锯末),使(锯末)吸服在钢管胀口处,从而堵住胀口泄漏点。
136.凝汽器冷却水管的腐蚀有(板化学腐蚀)、电腐蚀、(机械腐蚀)等等。
137.凝汽器设有高水位报警,并在停(机)后仍能正常投入。
138.凝汽器最佳真空(低于)极限真空。
139.凝汽器真空下降的主要象征为:
排汽温度(升高),端差(增大),调节器门不变时,汽机负荷(下降)。
140.凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被(冷却成凝结水),其比容急剧(缩小),使凝汽器内形成高度真空。
141.凝汽器半侧停止后,该侧凝汽器内蒸汽未能及时被冷却,故抽汽器抽出的不是空气和空气的混合物,而是(未凝结的蒸汽),从而影响了抽汽的效率,使凝汽器真空下降,所以在凝汽器半侧清扫时,应(关闭)汽侧空气门。
142.凝结水过冷却,使凝结水易吸收(空气),结果使凝结水的(含氧量)增加,加快设备管道系统的(锈蚀),降低了设备使用的安全性和可靠性。
143.凝汽设备的任务主要有两个,在汽轮机的排气口(建立并保持真空);把在汽轮机中做完功的排汽凝结成水,并除去(凝结水中的氧气和其他不凝结的气体),回收工质。
144.启动给水泵前,中间抽头应处于(关闭)状态。
145.启动前转子(弹性热弯曲)超过额定值时,应先消除转子的热弯曲,一般方法是(连续盘车)。
146.启停时汽缸和转子的热应力、热变形、差胀与蒸汽的(温升率)有关。
147.汽机处于静止状态,严禁向(汽机轴封)供汽。
148.汽机冷态启动时一般控制升速率为(100~150)r/min。
149.汽机主要保护动作不正常时(禁止)汽轮机投入运行。
150.汽机旁路系统中低压减温水采用(凝结水)。
151.汽机启动按进汽方式分可分为(高、中压缸联合启动)、(中压缸启动)。
152.汽机启动按主汽参数可分为(额定参数启动)、(滑参数启动)。
153.汽机疏水系统作用是(疏走设备内的存水,防止发生水冲击,尽快提高汽温)。
154.汽机转子冲动时,真空一般在60~70KPa,若真空太低,易引起(排汽缸大气安全门)动作,若真空过高(使汽轮机进汽量减少,对暖机不利)。
155.汽机油系统事故排油阀应设(两个)钢质截止阀,其操作手轮应设在距油箱(5)m以外的地方,并有两个以上的通道,操作手轮不允许加锁,平时应加铅封,应挂有明显的(“禁止操作”)标志牌。
156.汽机的低油压保护应在(盘车)前投入。
157.汽轮发电机负荷不变、循环水入口水温不变,循环水流量增加,排汽温度(下降),凝汽器真空(升高)。
158.汽轮发电机组每发1KWh所耗热量称(热耗率)。
159.汽轮机变工况运行时,各中间级压比基本不变,故中间级焓降(不变)。
160.汽轮机的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。
161.汽轮机低压缸喷水装置的作用是(降低排汽缸)温度。
162.汽轮机调节系统的任务是:
在外界(负荷)与机组功率相适应时,保持机组稳定运行,当外界(负荷)变化时,机组转速发生相应变化,调节系统相应地改变机组的(功率)使之与外界(负荷)相适应。
163.汽轮机调节系统由(转速感受机构)、(传动放大机构)、(执行机构)和(反馈机构)等四部分。
164.汽轮机发生水冲击的原因:
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,抽汽逆止门关不严等。
165.汽轮机负荷不变,真空下降,轴向推力(增加)。
166.汽轮机滑销系统的(纵)销引导汽缸纵向膨胀保证汽缸和转子中心一致。
167.汽轮机内有(清晰)的金属摩擦声,应紧急停机。
168.汽轮机凝汽器的钢管结垢,将使循环水出口、入口温差(减小),造成凝汽器的端差(增大)。
169.汽轮机上下缸温差超过规定值时,(禁止)汽轮机启动。
170.汽轮机上下缸最大温差通常出现在(调节级)处,汽轮机转子的最大弯曲部位在(调节级)附近。
171.汽轮机停机包括从带负荷状态减去(全部负荷),解列(发电机)、切断汽轮机进汽到转子(静止),进入(盘车)状态。
172.汽轮机在进行负荷调节方式切换时,应特别注意(高、中压缸)温度变化。
173.汽轮机真空严密性试验应每月进行一次,试验时将真空泵入口气动门(关闭),注意真空降低数值,一般试验(5)分钟,试验结束后将真空泵入口气动门(开启)。
174.汽轮机正常停机时,在打闸后,应先检查(有功功率)是否到零,(千瓦时表)停转或逆转以后,再将发电机与系统解列,或采用(逆功率保护动作)解列。
严禁带负荷解列以防超速。
175.汽轮机轴承分为(推力轴承)和(支持轴承)两大类。
176.汽轮机轴向推力的平衡方法通常有(开设平衡孔)、(采用平衡活塞)、(反向流动布置)。
177.汽轮机主蒸汽温度在10min内下降(50)℃时应打闸停机。
178.汽轮机转子在离心力作用下变粗,变短,该现象称作(回转效应)或(泊桑效应)。
179.汽轮机纵销的中心线与横销的中心线的交点为(汽缸的死点)。
180.汽轮机组的高中压缸采用双层缸结构,在夹层中通入(压力和温度)较低的蒸汽,以减小多层汽缸的(内外温差)和(热应力)。
181.汽机油循环倍率是指1小时内在油系统中的循环次数,一般要求油的循环倍率在(8~10)的范围内。
182.汽轮机转子发生低温脆性断裂事故的必要和充分条件有两个:
一是在低于(脆性转变温度)以下工作,二是具有(临界应力)或临界裂纹。
183.汽轮机叶顶围带主要的三个作用是增加(叶片刚度)、调整(叶片频率)、防止(级间漏汽)。
184.汽轮机热态启动时,润滑油温不得低于(38)℃。
185.汽轮机负荷摆动值与调速系统的迟缓率成(正)比。
186.汽轮机在停机惰走降速阶段,由于(鼓风作用)和(泊桑效应),低压转子的差胀会出现(正向突增)。
187.汽轮机的差胀保护应在(冲转前)投入;汽轮机的低油压保护应在(盘车前)投入;轴向位移保护应在(冲转前)。
188.汽轮机的进汽方式主要有(节流进汽)、(喷嘴进汽)两种。
189.汽轮机热态启动过程中进行中速暖机的目的是防止转子(脆性破坏)和(避免产生过大的热应力)。
190.汽轮机的凝汽设备主要由凝汽器、(循环水泵)、(真空泵)、凝结水泵组成。
191.汽轮机在做真空严密性试验时,真空下降速率(<=0.13KPa/min)为优,(<=0.27KPa/min)为良
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