《6-火电节能技术监督分册修订_20160914》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。
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2内容提要本书是中国华能集团公司火力、水力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试专用试题库，内容主要包括节能专业知识、管理知识和标准规范知识三部分，附录为火力发电厂、水力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试大纲。试题类型分为名词解释、判断题、选择题和综合应用题四种形式。本书由中国华能集团公司安生部组织，西安热工研究院有限公司负责编写，可供火力发电、水力发电企业各级节能技术监督人员学习、培训考试使用。中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格考试题库节能监督分册*2011年9月第一版第一次印刷印数500册*注意事项内部资料，请勿外传版权所有，翻印必究
3编审委员会名单主任：胡式海副主任：林伟杰张怀铭罗发青汪德良范长信委员：蒋宝平郭俊文于新颖何广仁马剑民马晋辉陈戎李焕文申一洲王德瑞鞠会亮余东淼许青松曲涛陈海平史章峰蔡红霞姜浩分册主编：（火电部分）党黎军刘丽春渠富元吕世文方超陈信疆薛彦廷张敏（水电部分）裴海林杨家实乔进国分册修订和校阅：（火电部分）张宇博党黎军刘丽春张敏渠富元方超陈信疆俞卫（水电部分）裴海林朱宏郭良波田斌分册审核：（火电部分）
4党黎军张宇博张敏王莺歌任艳慧雷彦荣陈俊（水电部分）裴海林乔进国田斌郭良波
5前言电力体制改革以来，中国华能集团公司电力产业快速发展。截止2011年7月，装机容量1.19亿千瓦，其中火电1.03亿千瓦，水电1082万千瓦，风电550万千瓦，太阳能1.5万千瓦。随着一大批600MW超临界、超超临界机组，1000MW超超临界机组，大型水电机组、流化床机组、燃气轮机组和风力发电机组相继建成投产，新设备、新技术、新工艺、新材料广泛应用，促进了企业的快速发展，提升了企业的经济效益，同时也给我们的生产管理、技术管理、人员技能素质等提出了更高、更新的要求。电力技术监督工作已由以前基于生产运行经验的监督发展为基于科学分析的监督，由原来设备本身的监督转变为生产的全过程、全方位监督。为加强集团公司技术监督管理，实现生产全过程质量和风险控制，防止重大设备事故发生，进一步提高电力技术监督专责人员的专业技术素质和管理水平，2011年3月，集团公司颁发了《中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》，在公司系统实行技术监督专责人员持证上岗。2011年6月～9月，组织西安热工研究院、各电力产业和区域子公司、部分发电企业专业人员，编写了集团公司技术监督专责人员上岗资格考试题库，共分绝缘、继电保护、励磁、电测与水电热工计量、电能质量、热工、火电金属、水电金属、节能（火电、水电）、环保（火电、水电）、化学（火电、水电）、监控自动化（水电）、汽轮机、水轮机、水工等15个专业。试题库包括专业知识、管理知识、标准规范知识三部分内容，是技术监督专责人员应了解、掌握的知识范围和内容，对开展技术监督专责人员培训，提高技术监督专责人员技术水平和综合素质大有裨益。集团公司将于2011年11月开始开展技术监督专责人员上岗资格考试工作，计划利用三年时间完成所有在岗技术监督专责人员的上岗资格考试。各产业、区域子公司和发电企业要组织相关技术监督专责人员进行培训学习，提高专业技术水平，确保在持证上岗考试中取得好成绩，进一步促进集团公司技术监督队伍的整体水平提高，为集团公司发电设备安全、可靠、经济、环保运行奠定坚实基础。在试题库即将出版之际，谨对所有参与和支持试题库编写、出版工作的单位和同志们表示衷心的感谢！寇伟2011年9月
6编写说明近年来，我国电力工业快速发展，电力生产大幅度增长，高参数、大容量发电机组大量投运、多项节能新技术不断采用使得发电企业能耗水平有较大幅度下降。随着国民经济的发展，能源资源日趋紧张，节能减排压力日益增大，有必要进一步加强和规范节能技术监督工作以推动发电企业节约能源、提高能源资源利用效率、降低供电煤耗。为了促进中国华能集团公司《电力技术监督管理办法》、《电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》的贯彻和落实，加强火力发电、水力发电节能技术监督人员的培训工作，有效提高火力、水力发电企业各级节能技术监督人员的素质，确保发电设备安全、可靠、经济、环保运行，集团公司安生部组织西安热工研究院有限公司、产业和区域子公司、发电企业等单位专家，依据集团公司火力、水力发电技术监督专责人员上岗资格考试大纲，编写了集团公司《节能技术监督专责人员上岗资格考试题库》（以下简称《题库》）。《题库》分为专业知识、管理基础知识和标准规范知识三部分，在每部分中又按题型分为名词解释、判断题、选择题和综合应用题四种题型。《题库》中火力发电专业知识主要包括能源基础知识、工程热力学、传热学和流体力学基础知识、电站锅炉原理、汽轮机原理、热力发电厂、泵与风机、燃气轮机与燃气-蒸汽联合循环、电气节能技术等内容；火力发电节能管理基础知识包括国家节约能源法、集团电力技术监督管理办法和集团公司节能监督技术标准等内容；火力发电节能标准规范知识包括节能管理、锅炉专业标准、汽机专业标准等内容。水力发电节能部分主要包括水电厂水轮机基本原理与运行、水轮机测试技术、监督管理基础知识、标准规范知识等内容。《题库》题量丰富，切合实际，应用性强，适合从事火力、水力发电节能技术监督管理人员上岗考试复习之用，同时也可为节能专业人员掌握节能专业基础知识、节能监督管理知识和技术标准提供参考。由于编者水平有限，书中难免有不妥或错误之处，请读者批评指正。
7目录前言编写说明第一部分火力发电厂节能技术监督...................................................................................1第一章专业知识...................................................................................................................11.1名词解释.........................................................................................................................11.2判断题.............................................................................................................................51.3选择题...........................................................................................................................221.4综合应用题...................................................................................................................56第二章管理基础知识.......................................................................................................1062.1名词解释.....................................................................................................................1062.2判断题.........................................................................................................................1082.3选择题.........................................................................................................................1152.4综合应用题.................................................................................................................126第三章标准规范知识.......................................................................................................1403.1名词解释.....................................................................................................................1403.2判断题.........................................................................................................................1433.3选择题.........................................................................................................................1833.4综合应用题.................................................................................................................224第二部分水力发电厂节能技术监督.................................................错误！未定义书签。第一章专业知识.................................................................................错误！未定义书签。1.1名词解释.......................................................................................错误！未定义书签。1.2判断题...........................................................................................错误！未定义书签。1.3选择题...........................................................................................错误！未定义书签。1.4综合应用题...................................................................................错误！未定义书签。第二章管理基础知识.........................................................................错误！未定义书签。1公共部分基础知识...............................................................................错误！未定义书签。1.1名词解释.......................................................................................错误！未定义书签。1.2选择题...........................................................................................错误！未定义书签。1.3综合应用题...................................................................................错误！未定义书签。2节能专业管理基础知识.......................................................................错误！未定义书签。2.1名词解释.......................................................................................错误！未定义书签。
82.2判断题...........................................................................................错误！未定义书签。2.3选择题...........................................................................................错误！未定义书签。2.4综合应用题...................................................................................错误！未定义书签。第三章标准规程知识.........................................................................错误！未定义书签。3.1名词解释.......................................................................................错误！未定义书签。3.2判断题...........................................................................................错误！未定义书签。3.3选择题...........................................................................................错误！未定义书签。3.4综合应用题...................................................................................错误！未定义书签。参考文献（火电部分）.....................................................................................................393参考文献（水电部分）.....................................................................................................394附录A火力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试大纲....................................3951编制依据........................................................................................................................3952适用范围........................................................................................................................3953报考条件........................................................................................................................3954考试方式........................................................................................................................3955考试范围及内容............................................................................................................3956参考资料........................................................................................................................407附录B水力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试大纲..........错误！未定义书签。1编制依据..........................................................................................错误！未定义书签。2适用范围..........................................................................................错误！未定义书签。3报考条件..........................................................................................错误！未定义书签。4考试方式..........................................................................................错误！未定义书签。5考试范围及内容..............................................................................错误！未定义书签。6参考资料..........................................................................................错误！未定义书签。
9第一部分火力发电厂节能技术监督第一章专业知识1.1名词解释1）能量：能量是度量物质运动的一种物理量。相应于不同形式的运动，能量分为机械能、分子内能、电能、化学能、原子能等。亦简称能。2）能源：能源是提供各种能量的物质资源。能源亦称能量资源或能源资源。是指可产生各种能量（如热量、电能、光能和机械能等）或可作功的物质的统称。3）一次能源：一次能源即天然能源，指在自然界以自然形式存在的、可以利用的能源，主要有化石燃料（如煤炭、石油、天然气等）、核燃料、生物质能、水能、风能、太阳能、地热能、海洋能、潮汐能等。4）二次能源：二次能源是指由一次能源经过加工转换以后得到的能源，例如：电力、蒸汽、煤气、汽油、柴油、重油、液化石油气、酒精、沼气、氢气和焦炭等等。其中最主要的是热能、机械能和电能。5）可再生能源：在自然界中可以不断再生并有规律地得到补充或重复利用的能源。例如太阳能、风能、水能、生物质能、潮汐能等。6）新能源：新近利用或正在着手开发的能源叫做新型能源。新型能源是相对于常规能源而言的，包括太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能、氢能以及用于核能发电的核燃料等能源。7）能量守恒定律：自然界中的一切物质都具有能量。能量既不能被创造，也不能被消灭，而只能从一种形式转换为另一种形式，在转换中，能的总量保持不变。8）热力学第一定律：热力学第一定律也就是能量守恒定律。可以表述为：当热能与其它形式的能量相互转换时，能的总量保持不变。也可以表述为：一个热力学系统的内能增量等于外界向它传递的热量与外界对它做功的和。1
109）热力学第二定律：克劳修斯表述——热量可以自发地从较热的物体传递到较冷的物体，但不可能自发地从较冷的物体传递到较热的物体。开尔文表述——不可能从单一热源吸取热量，并将这热量变为功，而不产生其它影响。10）卡诺循环效率：卡诺循环的效率ηc=1-T2/T1。由此可以看出，卡诺循环的效率只与两个热源的热力学温度有关，如果高温热源的温度T1愈高，低温热源的温度T2愈低，则卡诺循环的效率愈高。11）卡诺定理：表述一——在相同的高温热源和相同的低温热源之间工作的一切可逆热机，其效率都相等，与工作物质无关，与可逆循环的种类也无关。表述二——在相同的高温热源和相同的低温热源之间工作的一切不可逆热机，其效率都小于可逆热机的效率。12）朗肯循环：朗肯循环是最简单的蒸汽动力循环，如图1所示。由给水泵、锅炉、汽轮机和凝汽器四部分主要装置设备组成。水在给水泵中被压缩升压，然后在蒸汽锅炉中被加热汽化，直到变为过热蒸汽后，进入汽轮机膨胀做功，做完功的低压蒸汽（乏汽）进入凝汽器内被冷却凝结成水，再回到给水泵中，完成一个循环。图1简单蒸汽动力循环（朗肯循环）原理示意图2
1113）中间再热循环：中间再热循环就是把汽轮机高压缸内做了功的蒸汽引至锅炉的中间再热器重新加热，使蒸汽的温度又得到提高，然后再引到汽轮机中压缸内继续做功，最后的乏汽排入凝汽器，这种热力循环称为中间再热循环。14）回热循环：在朗肯循环汽轮机膨胀做功过程中，抽出中间级未完全膨胀做功的部分工质，去加热凝结水和给水以降低冷端排热量并提高工质吸热温度的热力循环。15）热力循环：工质从某一初态出发，经过一系列的中间状态变化，又回复到原来状态的全部过程称为热力循环。16）动力循环：将热能转换为机械能的循环，称为动力循环，是热力循环的正向循环。工质连续不断地将从高温热源取得的热量的一部分转换成对外的净功。17）热传导：热传导是指在不涉及物质转移的情况下，热量从物体中温度较高的部位传递给相邻的温度较低的部位，或从高温物体传递给相接触的低温物体的过程，简称导热。18）汽轮机相对内效率：蒸汽在汽轮机内的有效焓降与理想焓降的比值称为汽轮的相对内效率。19）余速损失：汽流离开动叶通道时具有一定的速度，且这个速度对应的动能在该级内不能转换为机械功，这种损失为余速损失。20）级的反动度：动叶的理想比焓降与级的理想比焓降的比值。表示蒸汽在动叶通道内膨胀程度大小的指标。21）汽轮发电机组的循环热效率：每千克蒸汽在汽轮机中的理想焓降与每千克蒸汽在锅炉中所吸收的热量之比称为汽轮发电机组的循环热效率。22）热耗率：汽轮发电机组每生产1kW·h电所消耗的热量。23）汽耗率：汽轮发电机组每发1kW·h电所需要的蒸汽量。24）泵的汽蚀余量：泵运行时，在泵的吸入口截面上，单位重量液体从泵吸入口液面流至叶轮叶片进口压力最低处的压头减小量，即为防止泵内汽蚀所必需的最小汽蚀余量，称为必需汽蚀余量，又称为泵的汽蚀余量。25）热电联合循环：利用在汽轮机中做过功且具有适当压力的蒸汽，将其热量直3
12接或间接地用于生产和生活中，这种既发电又供热的蒸汽动力装置循环称为热电联合循环。26）炉膛容积热负荷：单位时间送入炉膛单位容积中的平均热量，用qv表示，单3位是kW/m。27）炉膛截面热负荷：按燃烧器区域炉膛单位截面面积计算，单位时间内送入炉2膛的平均热量，用qF表示，单位是MW/m。28）热偏差：是指锅炉受热面并联管组中工质焓增不均匀的现象。29）锅炉结渣：也叫熔渣，是指受热面上积聚了熔化的灰沉积物，主要由烟气中夹带的熔化或部分熔化的颗粒碰撞在炉墙或管子上被冷却凝固而形成，主要发生在炉膛受热面及高温对流受热面。30）锅炉积灰：是指温度低于灰熔点时灰粒在受热面上的积聚，可以分为疏松灰、高温粘结灰和低温粘结灰三种形态。31）烟气的酸露点：指的是硫酸蒸汽凝结的温度，其大小主要与烟气中三氧化硫的含量有关。32）燃气轮机简单循环（布雷登循环）：如图2所示，燃气轮机主要由压气机、燃烧室和透平三大部件组成，空气在压气机中被压缩升压，然后在燃烧室内吸热升温，进入透平内膨胀做功，最后废气排向大气放热，完成一次热力循环。图2燃气轮机简单热力循环（布雷登循环）原理示意图33）燃气轮机压比：压气机出口滞止压力与进口滞止压力之比，反映了工质被压缩的程度。34）燃气轮机热效率：完成一个热力循环时，输出功占输入燃气轮机的热量的百分比，反映了将燃料化学能转换为机械功的热经济性。4
1335）余热锅炉端差：进入余热锅炉的燃气温度与流出余热锅炉的过热蒸汽温度之差。1.2判断题1）绝对压力是用压力表实际测得的压力。（×）2）表示工质状态特性的物理量叫状态参数。（√）3）物质的温度越高，其热量也越大。（×）4）流体与壁面间温差越大，换热面积越大，对流换热热阻越大，则换热量也应越大。（×）5）导热系数在数值上等于沿着导热方向每米长度上温差1℃时，每秒通过壁面传递的热量。（√）6）静止流体中任意一点的静压力不论来自哪个方向均不等。（×）7）流体内一点的静压力的大小与作用面上的方位无关。（√）8）当气体的压力升高，温度降低时，其体积增大。（×）9）观察流体运动的两个重要参数是压力和流速。（√）10）流体在管道中流动产生的阻力与流体平均速度的二次方成正比。（√）11）所有液体都有粘性，而气体不一定有粘性。（×）12）水蒸汽在T—S图和P—V图上可分为三个区，即未饱和水区，湿蒸汽区和过热蒸汽区。（√）13）当温度一定时，流体的密度随压力的增加而减小。（×）14）自然水循环是由于工质的重度差而形成的。（√）15）煤中的水分在炉膛内可分解成为氢和氧进行燃烧。（×）16）火力发电厂的能量转换过程是：燃料的化学能→热能→机械能→电能。（√）17）锅炉蒸汽参数是指锅炉汽包出口处饱和蒸汽压力和温度。（×）18）卡诺循环是由两个可逆的定温过程和两个可逆的绝热过程组成。（√）19）火力发电厂中的空气、燃气和烟气可作为理想气体看待，因此，水蒸汽也可作为理想气体看待。（×）20）水冷壁的传热过程是：烟气对管外壁辐射换热，管外壁向管内壁导热，管内壁与汽水之间进行对流放热。（√）21）汽包是加热、蒸发、过热三个阶段的接合点，又是三个阶段的分界点。（√）5
1422）汽包或汽水分离器产生的蒸汽不是饱和蒸汽。（×）23）朗肯循环效率取决于过热蒸汽的压力、温度和汽缸的排汽温度。（×）24）当蒸汽初压和终压不变时，提高蒸汽初温可提高朗肯循环的热效率。（√）25）在机组负荷不变的情况下，减温水喷入再热器后，增加了中、低压缸的出力，限制了汽轮机高压缸的出力，必然降低整个机组热经济性。（√）26）汽包内顶部均流孔板的作用是利用孔板的节流，使蒸汽空间负荷沿汽包水平截面分布均匀，可减少蒸汽的机械携带。（√）27）水蒸汽绝热节流后，压力减小，焓基本不变，故其做功能力不变。（×）28）传热量是由三个方面的因素决定的。即：冷、热流体传热平均温差、换热面积和传热系数。（√）29）水蒸汽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→过热蒸汽。（√）30）不同液体在相同压力下沸点不同，但同一液体在不同压力下沸点也不同。（√）31）一般情况下，液体的对流放热系数比气体的大，同一种液体，强迫流动放热比自由流动放热小。（×）32）水蒸汽凝结放热时，其温度保持不变，主要是通过蒸汽凝结放出汽化潜热而传递热量的。（√）33）蒸汽初压力和初温度不变时，提高排汽压力可以提高朗肯循环的热效率。（×）34）油的闪点越高，着火的危险性越大。（×）35）燃油粘度与温度无关。（×）36）煤质工业分析是煤质分析中水分、挥发分、灰分、固定碳等测定项目的总称。（√）37）煤质元素分析是煤质中碳、氢、氧、氮、硫等测定项目的总称。（√）38）燃料的工业分析基准有收到基、空气干燥基、干燥基、干燥无灰基四种。（√）39）我国通常采用角锥法来测定煤灰的熔融性。表征煤灰熔融特性的特征温度有变形温度（DT）、软化温度（ST）、流动温度（FT）。（√）40）氢是煤中发热量最高的物质。（√）41）煤的可燃成分是灰分、水分、氮、氧。（×）42）火力发电厂用煤的煤质特性，包括煤特性和灰特性两部分。（√）43）煤的哈氏可磨性系数HGI数值越大，该煤就越容易磨制。（√）6
1544）尾部受热面的低温腐蚀是由于SO2氧化成SO3，而SO3又与烟气中蒸汽结合，形成酸蒸汽。（√）45）锅炉过热器、再热器和高压旁路等设备的减温水来自给水系统。（√）46）当空气预热器严重堵灰时，其入口烟道负压增大，出口烟道负压减小，炉压周期性波动。（×）47）循环倍率是指进入到水冷壁管的循环水量与在水冷壁中产生的蒸汽量之比值。（√）48）自然循环回路中，工质的运动压头(循环动力)与循环回路高度有关，与下降管中的水的平均密度有关，与上升管中的汽水混合物的平均密度无关。（×）49）当燃煤的水分越低，挥发分越高时，则要求空气预热器出口风温越高。（×）50）直流锅炉过热器汽温的调节以喷水减温为主。（×）51）对于大多数锅炉来说，均可采用烟气再循环方式调节再热蒸汽温度。（√）52）出口门关闭的情况下，风机运行时间过长会造成机壳过热。（√）53）液力耦合器是一种利用液体动能传递能量的一种叶片式传动机械。（√）54）液力联轴器是靠泵轮与涡轮的叶轮腔室内工作油量的多少来调节转速的。（√）55）容器中的水在定压下被加热，当水和蒸汽平衡共有时，此时蒸汽为过热蒸汽。（×）56）过热器逆流布置时，由于传热平均温差大，传热效果好，因而可以增加受热面。（×）57）管子外壁加装肋片，使热阻增加，传热量减少。（×）58）锅炉燃烧设备的惯性大，当负荷变化时，恢复汽压的速度较快。（×）59）锅炉对流过热器的汽温特性是：负荷增加时，蒸汽温度降低。（×）60）影响蒸汽压力变化速度的主要因素是：负荷变化速度、锅炉蓄热能力、燃烧设备的惯性及锅炉的容量等。（√）61）锅炉受热面结渣时，受热面内工质吸热减少，以致烟温降低。（×）62）烟气流过对流受热面时的速度越高，受热面磨损越严重，但传热也越弱。（×）63）锅炉压力越高，升高单位压力时相应的饱和温度上升幅度越大。（×）64）由于煤的不完全燃烧而产生还原性气体会使锅炉受热面结焦加剧。（√）65）燃烧生成的CO气体，不属于还原性气体。（×）66）炉膛漏风以及火焰偏斜都不会造成炉膛结焦。（×）7
1667）炉膛结焦后，炉膛温度升高，有利于减小化学未完全燃烧损失和机械未完全燃烧损失，所以锅炉效率一定提高。（×）68）锅炉给水温度降低、燃料量增加，使发电煤耗升高。（√）69）负压锅炉在排烟过剩空气系数不变的情况下，炉膛漏风与烟道漏风对锅炉效率的影响相同。（×）70）当炉膛出口过量空气系数为常数时，炉膛漏风与烟道漏风对排烟热损失的影响相同，对化学和机械热损失影响也相同，故对锅炉效率的影响相同。（×）71）当过热器受热面本身结渣，严重积灰或管内结垢时，将使蒸汽温度降低。（√）72）可燃物的爆炸极限越大，发生爆炸的机会越少。（×）73）锅炉启动前上水一般通过旁路进行，这样，可以防止过多的磨损给水主调节阀和易于控制。（√）74）制粉系统干燥出力的大小，主要取决于干燥通风量和干燥风温度。（√）75）20号钢表示钢中含碳量为万分之二十。（√）76）采用喷水来调节再热蒸汽温度不经济。（√）77）当锅炉负荷增加时，燃料量增加，烟气量增多，烟气流速相应增加。（√）78）影响过热汽温变化的因素主要有：锅炉负荷、燃烧工况、风量变化、汽压变化、给水温度、减温水量等。（√）79）锅炉蒸发设备的任务是吸收燃料燃烧放出的热量，将水加热成过热蒸汽。（×）80）电动给水泵设备简单，运行可靠。但消耗厂用电量大，效率低。（√）81）煤粉着火前的准备阶段包括水分蒸发、挥发分析出和焦炭形成三过程。（√）82）煤粉具有流动性、自燃和爆炸性、可燃性、吸附性等物理性质。（√）83）过热蒸汽所含热量由饱和水含热量、汽化潜热和过热热量三部分组成。（√）84）减温器一般分为表面式和混合式两种。（√）85）回转式空气预热器蓄热元件温度高于烟气露点时，烟气中的硫酸蒸汽凝结在预热器蓄热元件上，对其造成低温腐蚀。（×）86）制粉系统运行必须同时满足干燥出力、磨煤出力与通风量的要求。（√）87）煤粉在炉内的燃烧过程，大致可分为着火阶段、燃烧阶段和燃烬阶段三个阶段。（√）88）煤的工业分析的内容是：水分、灰分、挥发分、固定碳四项内容，四项内容之和等于100％。（√）8
1789）锅炉燃烧室主要作用是组织燃烧和对流换热。（×）90）锅炉严重满水时，汽温迅速升高，蒸汽管道会发生水冲击。（×）91）在锅炉点火初期，控制进入炉膛的燃料量是为了满足汽包上、下壁温差的要求和避免过热器和再热器受热面被烧坏。（√）92）锅炉在负荷突变、灭火、安全门动作和燃烧不稳定等情况下，都会出现虚假水位。（√）93）过热蒸汽流程中进行左右交叉，有助于减轻沿炉膛宽度方向由于烟温不均而造成热负荷不均的影响，也是有效减少过热器左右两侧热偏差的重要措施。（√）94）火力发电厂中的锅炉按水循环方式分为自然循环锅炉、控制循环锅炉和直流锅炉三种类型。（√）95）燃料完全燃烧需要一定的温度、充足的空气、充分的时间和较好的混合。（√）96）锅炉受热面的外部腐蚀有高温腐蚀以及低温腐蚀。（√）97）炉膛容积热负荷加大，炉膛尺寸将缩小，燃料颗粒在炉膛内停留时间缩短，飞灰损失将减小。（×）98）炉膛截面热负荷反映了炉膛水平断面上燃烧产物的平均流动速度。炉膛截面热负荷越小，断面内平均流速越低，对燃烧强度和着火稳定性不利。（√）99）炉膛截面热负荷选得越高，炉膛呈瘦高型，燃烧器周围没有足够的水冷壁受热面吸收燃料在此放出的热量，烟温升高，这对着火有利，但易引起受热面结渣和水冷壁管内传热恶化。（√）100）锅炉停运后，若停炉一周可采用带压放水方法进行保养。（√）101）煤粉过粗，燃烧不完全常会引起锅炉发生二次燃烧事故。（√）102）锅炉灭火后，吹扫不完全会引起锅炉发生二次燃烧事故。（√）103）锅炉长期低负荷运行，煤油混烧，预热器吹灰不及时会引起锅炉发生二次燃烧事故。（√）104）汽包中存有一定的水量，因而有一定的蓄热能力。在负荷变化时可以加快汽压的变化速度。（×）105）汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为水蒸汽需要消耗更多的热量。（×）106）锅炉给水温度升高、燃料量减少，将使发电煤耗升高。（×）107）烟道内发生再燃烧时，应彻底通风，排除烟道中沉积的可燃物，然后点火。9
18（×）108）锅炉水冷壁吸收炉膛高温火焰的辐射热，使水变为过热蒸汽。（×）109）锅炉在不同的稳定工况下，参数之间的变化关系为锅炉的静态特性。（√）110）中速磨煤机存在的主要问题是：对原煤带进的铁、木块、石块敏感，运行中容易引起磨煤机振动，石子煤排放量大等故障。（√）111）空气预热器一般可分为管式和回转式两种，回转式空气预热器又分为二分仓和三分仓两种。（√）112）锁气器是只允许煤粉通过而不允许空气通过的设备。（√）113）强制循环锅炉对调节控制系统的要求比直流锅炉高。（×）114）随着锅炉内部压力的升高，汽包壁将受到越来越大的机械应力。（√）115）直流炉为了达到较高的质量流速，必须采用小管径水冷壁。（√）116）可燃性气体爆炸极限范围分上限和下限。（√）117）润滑油对轴承起润滑、冷却、清洗等作用。（√）118）当高加故障时给水温度降低将引起汽温上升。（√）119）风机在不稳定区工作时，所产生的压力和流量脉动现象称为喘振。（√）120）汽压变化无论是外部因素还是内部因素，都反映在蒸汽流量上。（√）121）联箱的主要作用是汇集、分配工质，消除热偏差。（√）122）煤粉燃烧器按其工作原理可分旋流式和直流式两种。（√）123）闸阀允许流体两个方向流动。（√）124）闸阀在使用时可做调节阀用。（×）125）要想彻底改变除灰管结垢问题，应改变除灰方式，变水力除灰为气力除灰。（√）126）与系统相连的泵的出口处安装逆止阀，是用来阻止压力管道中液体的倒流。（√）127）在电场力的作用下，使荷电尘粒向阳极板运动。（√）128）滑动轴承发热的原因有供油不足或断油；钨金浇注不良或成分不对，轴的安装不良、间隙不当及振动过大等。（√）129）滚动轴承极限温度比滑动轴承极限温度低。（×）130）滚动轴承在转动时，滚动体与内外圈接触并作相对运动，不会产生磨擦热。（×）10
19131）一般所说的水泵功率是指有效功率。（×）132）液力耦合器是一种液力传动机构，也是一种变速机械，还能起保护作用。（√）133）锅炉效率是指有效利用热量占输入热量的百分数。（√）134）在过流断面面积和其它条件相同时，流体流过椭圆管比流过圆管时的沿程阻力损失大。（√）135）在换热器中，当冷热流体的进出口温度一定时，采用逆流布置时传热效果差。（×）136）在锅炉过热器的传热过程中，设法减小烟气侧的换热系数，对增强传热最有利。（×）137）发电厂的原则性热力系统能够反映出发电厂的技术完善程度和经济性的高低。（√）138）采用高效率的除尘器是目前火电厂控制烟气中的飞灰和SO2排入大气的主要措施之一。（×）139）燃烧是否完全，直接影响排烟热损失的高低。（×）140）受热面钢管选用奥氏体钢，就能防止任何一种腐蚀。（×）141）锅炉水位计和安全门不参加超水压试验。（√）142）作三次风用的制粉系统乏气，里面含有煤粉，且细度最细，湿度最大。（√）143）中速磨排出的石子煤应该算作一项固体未完全燃烧热损失。（√）144）水冷壁处于锅炉温度最高的炉膛区域，过热器处于温度较高的烟气区，所以水冷壁的管材应比过热器管材的级别高。（×）145）在同样热负荷下，管壁越薄，温差热应力越大。（×）146）为防止炉膛发生爆炸而设的主要锅炉保护是炉膛灭火保护。（√）147）连续排污是排出水渣和铁锈；定期排污是排出炉水中高含盐量炉水。（×）148）锅炉本体主要设备有燃烧室、燃烧器、布置有受热面的烟道、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空气预热器、联箱等。（√）149）煤粉细度是指煤粉经过专用筛子筛分后，残留在筛子上面的煤粉质量占筛分前煤粉总质量的百分数值。（√）150）机械式油喷嘴也需要雾化介质。（×）151）油燃烧器主要由油枪和调节风两部分组成。（√）152）只要存在油或粉、空气和热源三个条件，燃烧就可能发生。（√）11
20153）顺流布置的换热器传热温差相对较大，传热效果相对较好，比较安全。（×）154）逆流布置的换热器传热温差相对较小，传热效果相对较差，安全性差。（×）155）空气预热器的漏风系数指空气预热器烟气侧出口与进口过量空气系数的差值。（√）156）连续排污管口一般装在汽包正常水位以上200～300mm处，以连续排出高浓度的锅水，从而改善锅水品质。（×）157）大直径下降管可减少流动阻力，有利于水循环，既简化布置，又节约钢材，也减少了汽包开孔数。（√）158）锅炉的蓄热能力越大保持汽压稳定能力越小。（×）159）过热器的热偏差主要是受热面吸热不均和蒸汽流量不均、及设计安装时结构不均所造成的。（√）160）减温器喷嘴堵塞时，堵塞侧汽温不正常地升高，两侧汽温差值增大，减温水量偏小。（√）161）油枪点燃后，应根据燃烧情况调整其助燃风量，要经常监视油压、油温，保持燃烧良好。（√）162）油滴的燃烧包括蒸发、扩散和燃烧三个过程。（√）163）主汽压的控制与调节以改变锅炉蒸发量作为基本的调节手段，只有在危急情况或其它一些特殊情况下，才能用增减汽机负荷的方法来调节。（√）164）汽水共腾是指炉水含盐量达到或超过临界值，使汽包水面上出现很厚的泡沫层而引起水位急剧膨胀的现象。（√）165）锅炉启动过程中，如用喷水使过热器减温，应注意喷水量不能太大，以防喷水不能全部蒸发，沉积在过热器管内，形成水塞引起超温。（√）166）汽水分离装置能解决蒸汽溶盐问题。（×）167）直流喷燃器的一、二次风是相互间隔地从圆形或矩形喷口喷出，其射流不旋转，扩散角很小，但射程较远。（√）168）直流喷燃器对煤种适应性强，既能保证气流稳定的着火，又能保证一、二次风及时混合，使燃烧稳定。（√）169）从燃烧的角度看，煤粉磨的越细越好，可使机械不完全燃烧热损失降低，也使排烟热损失降低。（√）170）给粉机多用在中间储仓式制粉系统。（√）12
21171）一般滑动轴承的轴瓦，可能会出现脱皮剥落、轴瓦剥落、过热变色、裂纹或破碎等现象。（√）172）设有送、引风机的锅炉通风方式为平衡通风。（√）173）烟气中灰粒对受热面管子的磨损量与烟气速度的一次方成正比。（×）174）回转式空气预热器属于传热式空气预热器；管式空气预热器则是蓄热式空气预热器。（×）175）锅炉负荷低时，由于炉膛温度低，燃料燃烧速度慢，煤粉应粗一些；锅炉负荷高时，煤粉可细一些。（×）176）当汽包水位达到某一高度时，蒸汽的含盐量急剧增加的水位就叫做临界水位。（√）177）煤粉气流的着火温度与煤的挥发分、煤粉细度和煤粉气流的流动结构有关。（√）178）煤中的硫常以三种形态存在，即有机硫、硫化铁硫、硫酸盐硫。（√）179）并联离心泵是为了提高系统的压力。（×）180）串联离心泵是为了提高系统的流量。（×）181）燃料油的燃烧速度，取决于油滴的蒸发速度和空气与油的混合速度。（√）182）冲洗汽包水位计时应站在水位计的侧面，打开阀门时应缓慢小心。（√）183）锅炉定期排污前，应适当保持低水位，且不可两点同时排放，以防高水位事故。（×）184）改变火焰中心的位置，可以改变炉内辐射吸热量和进入过热器的烟气温度，因此可以调节过热汽温和再热汽温。（√）185）锅炉水位高/低保护的整定值一般有水位高/低报警，水位极高/极低紧急停炉。（√）186）锅炉过热器采用分级控制：即将整个过热器分成若干级，每级设置一个减温装置，分别控制各级过热器的汽温，以维持主汽温度为给定值。（√）187）过热汽温调节一般以烟气侧调节作为粗调，蒸汽侧以喷水减温作为细调。（√）188）当机组负荷不变，煤质不变，燃烧室压力不变的情况下，烟道阻力的增大将使锅炉净效率提高。（×）189）大容量电站锅炉辅机6kV电源的有吸风机、送风机、一次风机、磨煤机、排粉机。电源380V的辅机有：回转式空气预热器、给煤机、火检冷却风机、磨煤机油泵13
22等。（√）190）再热器汽温调节的常用方法有：摆动式燃烧器、烟气再循环、分隔烟道挡板调节、喷水减温器（一般作为事故处理时用）。（√）191）锅炉启动过程中，在升压后阶段，汽包上下壁和内外壁温度差已大为减小，因此后阶段的升压速度应比规定的升压速度快些。（×）192）停炉前应全面吹灰一次。（√）193）停炉前对事故放水门和向空排汽门应确认处于良好备用状态。（√）194）目前锅炉点火广泛采用电火花点火、电弧点火和高能点火。（√）195）主汽门关闭后，开启过热器疏水门、对空排汽门或高低压旁路30-50min，以冷却过热器。（√）196）待发电机解列，汽轮机自动主汽门关闭后，关闭各燃油喷嘴，清扫燃油喷嘴中的积油，锅炉停炉后禁止将燃料送入已灭火的锅炉。（√）197）停炉不超过三天，应将煤粉仓内煤粉烧尽。（×）198）省煤器损坏的主要现象是省煤器烟道内有泄漏声，排烟温度降低，两侧烟温、风温偏差大，给水流量不正常地小于蒸汽流量，炉膛负压增大。（×）199）烟道再燃烧的主要现象是：炉膛负压和烟道负压失常，排烟温度升高，烟气中氧量下降，热风温度、省煤器出口水温等介质温度升高。（√）200）水冷壁损坏现象是炉膛发生强烈响声，燃烧不稳，炉膛风压变正，汽压、汽温上升，汽包水位高，给水流量不正常地大于蒸汽流量，烟温升高等。（×）201）锅炉缺水的现象：各水位计指示偏低，给水流量小于蒸汽流量。（√）202）中间储仓式制粉系统应装设防爆门。（√）203）正方形截面为四角布置切圆燃烧方式创造了良好条件，使燃烧室内烟气的充满程度较好，从而使燃烧室四周的水冷壁吸热比较均匀，热偏差较小。（√）204）当汽包压力突然下降时，饱和温度降低，使汽水混合物体积膨胀，水位很快上升，形成虚假水位。（√）205）煤粉着火太早则可能烧坏燃烧器，或使燃烧器周围结焦。（√）206）挥发分少的煤着火点较高，着火推迟，燃烧缓慢，且不易完全燃烧。（√）207）对于直流燃烧器，夹心风不仅能增强一次风的刚性，并能及时补给燃烧所需要的氧。（√）208）再循环风在磨煤机中，主要是降低通风量，提高磨煤机出力，增加电耗。（×）14
23209）筒形钢球磨煤机内堵煤时，入口负压变正，出口温度下降，压差增大，滚筒入口向外冒煤粉，筒体声音沉闷。（√）210）粗粉分离器堵煤时，磨煤机出口负压小，分离器后负压大，回粉管锁气器不动作，煤粉细度变粗，排粉机电流减小。（√）211）处理筒体煤多的方法是：减少给煤或停止给煤机，增加通风量，严重时停止磨煤机或打开人孔盖清除堵煤。（√）212）在锅炉运行中应经常检查锅炉承压部件有无泄漏现象。（√）213）锅炉大小修后，必须经过分段验收、分部试运行，整体传动试验合格后方能启动。（√）214）锅炉漏风试验一般分正压法和负压法。（√）215）大修后为检验转动机械安装或检修质量是否符合标准要求，应经试运行考核。（√）216）发生细粉分离器堵塞时，应立即关小排粉机入口挡板，停止给煤机和磨煤机，检查锁气器或木屑分离器，疏通下粉管，正常后重新启动磨煤机和给煤机运行。（√）217）锅炉检修后投入运行时，带负荷试运行12h进行热态验收。（×）218）停炉后18h内应严密关闭所有的锅炉人孔门、看火孔、打焦孔、检查孔，防止锅炉急剧冷却。（×）219）锅炉水压试验一般分为工作压力和超工作压力试验两种。（√）220）停炉熄火后保持额定通风量25%以上的风量对锅炉通风35min以后，停止送风机和引风机。（×）221）为防止汽包壁温差超限，在锅炉上水时应严格控制上水温度和上水速度。（√）222）锅炉若严重缺水时，此时错误地上水，会引起水冷壁上联箱及汽包产生较大的热应力，甚至导致水冷壁爆破。（√）223）锅炉启动时，控制锅炉上水速度，夏季上水时间不小于2小时，当水温与汽包壁温差大于40℃时适当延长上水时间。（√）224）锅炉达MFT动作条件，MFT拒动时，应联系热工人员检查。（×）225）锅炉汽水管道发生爆破，影响机组安全运行或威胁人身设备安全，应手动紧急停炉。（√）226）锅炉尾部烟道二次燃烧时，应降低机组负荷运行。（×）227）锅炉蒸汽压力升高至安全阀动作压力而安全阀均拒动时，应手动紧急停炉。15
24（√）228）锅炉再热蒸汽中断时应手动紧急停炉。（√）229）锅炉承压部件泄漏尚能维持运行时，应紧急停炉。（×）230）锅炉受热面壁温超限，经降负荷仍无法降至正常时，应申请停炉。（√）231）锅炉汽水品质不合格，经处理无法恢复正常时，应立即手动紧急停炉。（×）232）锅炉严重结焦，经处理后不能维持正常运行时，应申请停炉。（√）233）锅炉灭火的一般象征是：炉膛负压突然降至最小，炉膛内发亮，火焰监视正常，灭火信号不报警，锅炉灭火保护动作。（×）234）一台回转式空气预热器跳闸短时无法恢复时，应立即降低机组负荷运行，并汇报领导申请停炉。（√）235）如果是水冷壁泄漏不严重，泄漏部位又不是角部，可以短时运行并申请停炉处理。（√）236）锅炉承压部件泄漏时，当泄漏严重，补水量过大，无法维持水位时应立即停炉。（√）237）回转空预器检修后第一次启动前，应采用手动盘车使转子旋转两周确认转子能自由转动，听其转动声音正常。（√）238）全部磨煤机和一次风机停运后，可停止给煤机运行。（×）239）当转动轴承温度过高时，应首先检查油位、油质和轴承冷却水是否正常。（√）240）粗粉分离器堵塞的处理方法有：疏通回粉管，检查锁气器或停止制粉系统，清除分离器内部杂物。（√）241）给煤机运行中发生堵卡时，应将给煤机停止，并做好防止误启动措施后方可处理。（√）242）锅炉上水时，水温越低上水速度就越快。（×）243）因故锅炉停止上水后，应开启省煤器再循环阀；锅炉连续供水时，应关闭省煤器再循环阀。（√）244）为防止空气预热器金属温度太低，而引起腐蚀和积灰，在点火初期应将送风机入口暖风器解列，热风再循环挡板关闭，以降低空预器入口风温。（×）245）当回转式空气预热器的入口烟气温度降至120℃以下时，方可停止回转空气预热器的运行。（√）246）炉膛负压摆动大，瞬间负压到最大，一、二次风压不正常地降低，水位瞬间16
25下降，汽温上升，据上述条件可判断是炉内爆管。（×）247）锅炉严重满水时，汽温迅速下降，蒸汽管道会发生水冲击。（√）248）在锅炉启动中，发生汽包壁温差超标时应加快升温升压速度，使之减少温差。（×）249）锅炉初点火时，采用对称投入油枪，定期倒换或多油枪少油量等方法是使炉膛热负荷比较均匀的有效措施。（√）250）锅炉满水的常见现象是：水位计指示过高，水位高信号报警，给水流量不正常地小于蒸汽流量，过热蒸汽温度上升。（×）251）过热器泄漏主要现象是：过热器处有响声，泄漏区域烟气温度下降，蒸汽流量不正常地小于给水流量，过热器压力下降，严重泄漏时炉膛负压变正等。（√）252）炉膛内发生爆燃必须满足以下三个条件：1、炉膛或烟道中有一定的可燃物和助燃空气存积；2、存积的燃料和空气混和物符合爆燃比例；3、具有足够的点火能源或温度。（√）253）FCB（快速切除负荷保护）的种类可分为甩负荷只带厂用电运行、甩负荷停机不停炉。（√）254）辅机跳闸自动减负荷的目标值，称为RB目标值。（√）255）汽轮机故障跳闸时，会联锁发电机解列，不会联锁锅炉跳闸。（×）256）停炉大修时必须清扫煤粉仓，只有在停炉时间不超过三天，才允许煤粉仓内存有剩余少量煤粉。（√）257）锅炉严重缺水时，则应立即上水，尽快恢复正常水位。（×）258）锅炉灭火后，停止向炉内供给一切燃料，维持总风量在25%～30%以上额定风量，通风5分钟，然后重新点火。（√）259）风粉系统联锁回路中，联锁开关在投入位置时可不按顺序启动设备。（×）260）当两台吸风机或唯一运行的一台吸风机跳闸时，应联跳闸两台送风机或唯一的一台送风机。（√）261）任一台磨煤机跳闸时，不应联跳对应的给煤机。（×）262）捞渣机运行中，水封箱及溢流箱内的水温等不需进行检查。（×）263）捞渣机启动前，运行需要的各种冷却水系统应先投入运行。（√）264）刮板式捞渣机因联锁保护动作时，应停炉查明原因。（×）265）随着运行时间的延长，叶轮、护套通流部分表面被磨损，导致灰渣泵扬程增17
26加。（×）266）强化锅炉燃烧时，一般应先增加燃料，然后再增加风量。（×）267）运行中离心式泵与风机会因转速降低而导致电流增大。（×）268）灰渣泵由于要经常停泵检修或更换磨损部件，所以必须装设备用泵。（√）269）启动离心泵前必须先全开出口门。（×）270）离心泵启动后空载时间不能过长。（√）271）立式过热器的缺点是停炉时蛇形管内的积水不易排出，在启炉时管子通汽不畅易使管子过热。（√）272）所谓炉膛负压，即指炉膛顶部的烟气压力，一般维持在-20～-40Pa。（√）273）在用反平衡法计算锅炉效率时，由于汽温、汽压等汽水参数不参与计算，所以这些参数对锅炉用反平衡法计算出的效率无影响。（√）274）当锅炉燃烧不稳定或有炉烟向外喷出时，严禁炉膛打焦。（√）275）锅炉热效率计算有正平衡和反平衡两种方法。（√）276）影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟量。（√）277）电站锅炉热损失最大的一项是机械未完全燃烧热损失。（×）278）对同一台锅炉而言，负荷高时散热损失较大，负荷低时散热损失相对较小。（×）279）锅炉燃烧调整试验目的是为了掌握锅炉运行的技术经济特性，确保锅炉燃烧系统的最佳运行方式，从而保证锅炉机组安全经济运行。（√）280）热电厂主蒸汽流量测量，其节流元件多选用孔板。（×）281）热电厂给水流量测量，其节流元件多选用喷嘴。（×）3282）煤粉密度在0.3～0.6kg/m空气是危险浓度，大于或小于该浓度爆炸的可能性都会减小。（√）283）在输送煤粉的气体中，氧的比例成分越大，爆炸的可能性越大，如氧的成分含量降低到15%以下，则不会发生爆炸。（√）284）锅炉的输出热量主要有：烟气带走的热量，飞灰、灰渣带走的热量，锅炉本体散热损失的热量，化学未完全燃烧损失的热量。（×）285）安全门是锅炉的重要保护设备，必须在热态下进行调试，才能保证其动作准确可靠。（√）286）自然循环锅炉点火初期，应加强水冷壁下联箱放水，其目的是促进水循环，18
27使受热面受热均匀，以减少汽包壁温差。（√）287）燃煤锅炉点火前应进行彻底通风，其通风时间应大于5min，通风量应保持额定风量的5%～10%。（×）288）锅炉冷态上水时间冬季为2～3h，夏季为4～5h。（×）289）锅炉上水水质应为除过氧的除盐水。（√）290）锅炉启动时，当汽压升至0.2MPa时，应关闭所有空气门，汽压升至0.3MPa时，应冲洗汽包水位计。（√）291）汽温过高不但加快了金属材料的蠕变，还会使过热器、蒸汽管道和汽轮机的高压部件等产生额外的热应力，缩短设备的使用寿命。（√）292）锅炉负荷增加时，进入汽包内汽水分离装置的蒸汽湿度减小。（×）293）金属材料的性能包括物理性能、化学性能、机械性能和工艺性能。（√）294）悬吊式锅炉应有防止锅炉晃动的装置，此装置不得妨碍锅炉的自由膨胀。（√）295）锅炉进行冷态试验的目的是为了确保炉内形成良好的空气动力工况，并作为运行调节的依据。（√）296）锅炉安全阀的总排汽能力应等于最大连续蒸发量。（×）297）锅炉燃烧不稳定或有炉烟与炉灰从炉内喷出时，仍可以吹灰。（×）298）在同一排污系统内，如有其它锅炉正在检修，排污前应查明检修的锅炉确已和排污系统隔断。（√）299）停炉熄火后，应严密关闭所有的锅炉人孔门、看火孔、打焦孔、检查孔，防止锅炉急骤冷却。（√）300）生产厂用电率是指发电厂各设备自耗电量占全部发电量的百分比。（√）301）对凝汽式汽轮机的中间各级，在工况变化不太大的条件下，焓降均近似不变。（√）302）蒸汽在汽轮机内做功的原理分为冲动作用原理和反动作用原理。（√）303）在相同的温度范围内，卡诺循环的热效率最高。（√）304）多级汽轮机的重热系数越大越好。（×）305）为提高汽轮机组效率，通流部分采用的新式汽封有刷式汽封、布莱登汽封、蜂窝汽封、接触汽封等类型。（√）306）汽轮机发电机组每发一千瓦小时电所消耗的蒸汽量称为热耗率。（×）307）流体力学中用临界雷诺数作为判别流动状态的标准。（√）19
28308）末级叶片的高度是限制汽轮机提高单机功率的主要因素。（√）309）蒸汽由喷嘴进入动叶，在动叶内只有冲动力做功。（×）310）热可以变为功，功可以变为热，消耗一定量的热时必然产生一定量的功；消耗一定量的功必然出现与之对应的一定量的热。（√）311）在同一热力循环中，热效率越高，则循环功越大，反之循环功越大，则热效率越高。（√）312）过热蒸汽流经喷嘴后，其压力降低，温度降低，比体积增大，流速增加。（√）313）汽轮机相对内效率最高时的速度比称为最佳速度比。（×）314）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量。（√）315）对于纯冲动级和反动级都在最佳速比下工作，前者级的焓降大于后者。（√）316）汽轮机长期低负荷运行将导致排汽缸温度的升高。（√）317）机组采用节流调节时，每个喷嘴组由一个调速汽门控制，根据负荷的大小依次开启一个或几个调门。（×）318）汽轮机的内功率与总功率之比称做汽轮机的相对内效率。（×）319）汽轮机的外部损失是指汽缸散热损失和机械损失。（×）320）冲动式汽轮机蒸汽在喷嘴中不膨胀做功。（×）321）汽轮机调节级处的蒸汽温度与负荷无关。（×）322）造成火力发电厂效率低的主要原因是汽轮机机械损失。（×）323）大气压仅随空气的温度变化而变化。（×）324）只要采用缩放喷管，则喷管出口流速就大于临界速度。（×）325）厂用电是指发电厂辅助设备、附属车间的用电，不包括生产照明用电。（×）326）卡诺循环由两个定温过程和两个绝热过程组成。（√）327）阀门管理的主要任务是使各调节阀具有合适的重叠度。（×）328）冷油器中被堵的铜管数超过总数的10%时，应考虑更换全部铜管。（√）329）提高凝汽器真空，可使汽轮机负荷增加。所以凝汽器真空提高得越多越好。（×）330）凝汽式汽轮机的轴封系统是为了防止蒸汽漏出，造成工质损失，恶化运行环境等。（×）331）燃气轮机是以空气和燃气为工质的热机，主要包括压气机、燃烧室和透平三大部件，相当于蒸汽轮机电厂的给水泵、锅炉和汽轮机。（√）20
29332）压气机的典型不稳定工况有失速、喘振和阻塞。（√）333）蒸汽轮机与燃气轮机透平在原理上基本相同，但也存在气缸壁薄、级数少、转子和叶片需要冷却、无调节级等特点。（×）334）燃气轮机循环的性能主要取决于压比和温比两个热力参数。压比一定时，温比越大，比功越大；在温比一定时，存在一个最佳压比使得比功最大。（√）335）燃气轮机联合循环的效率对压比比较敏感，而简单循环燃气轮机的效率对压比不甚敏感。（×）336）燃气轮机联合循环的效率对燃气初温不甚敏感，而简单循环燃气轮机的效率对燃气初温比较敏感。（×）337）在热力系统方面，联合循环汽轮机与常规汽轮机不同，一般不设回热抽汽。（√）338）余热锅炉型联合循环的两个基本性能参数是热效率和功比率。（√）339）降低余热锅炉的排烟温度是提高余热锅炉效率的唯一途径。（√）340）余热锅炉型联合循环热效率取决于燃气轮机热效率、蒸汽轮机热效率和锅炉热效率。（√）341）增压流化床联合循环和整体煤气化联合循环目前被认为是最有发展前途的燃煤型联合循环方案。（√）342）余热锅炉节点温差越小，余热锅炉排气温度越低，有利于改善余热锅炉的效率，因此节点温差选择越低越好。（×）343）余热锅炉的节点温差和接近点温差越小越好。（×）344）联合循环机组的余热锅炉由于燃气温度低、流量大，传热方式以辐射为主。（×）345）为了进一步降低排烟温度，联合循环机组的余热锅炉采用单压汽水系统。（×）346）燃气轮机热力循环的主要热力参数有压比和温比，主要性能参数有比功、循环热效率、热耗率等。（√）347）燃气温度（温比）愈高，循环效率愈高；对应一定燃气温度（温比）的循环效率有一个最佳压比，燃气温度愈高，相应的最佳压比就愈高。（√）348）流量需变化的风机和泵类不宜采用调速节能电动机和装置。（×）349）电动机在能量转换过程中存在的损耗包括两部分：一是电动机运行时的固有损耗；二是由负载电流引起的可变损耗。（√）21
30350）转差率越大，电磁功率消耗在转子铜耗上的分量就越小。（×）351）电动机的效率随负载率的降低而升高，且对小容量电动机更为明显。（×）352）电动机综合经济效率考虑了无功功率损耗，故其计算值小于额定效率。（√）353）做好无功补偿，不仅可以提高功率因数，同时能够降低电网的线损，并增强电力系统安全性。（√）354）采用低损耗节能型变压器和优化变压器运行方式可以减小变电过程中的变压器损耗。（√）355）对功率因数低的气体放电灯采用电容补偿，可以减小线损，起到节电效果。（√）1.3选择题1）在工程热力学中，基本状态参数为压力、温度和（d）。a．内能；b．焓；c．熵；d．比容。2）物质的温度升高或降低（a）所吸收或放出的热量称为该物质的热容量。a．1℃；b．2℃；c．5℃；d．10℃。3）流体在管道内的流动阻力分为（b）两种。a．流量孔板阻力、水力阻力；b．沿程阻力、局部阻力；c．摩擦阻力、弯头阻力；d．阀门阻力、三通阻力。4）流体流动时引起能量损失的主要原因是（d）。a．流体的压缩性；b．流体膨胀性；c．流体的不可压缩性；d．流体的粘滞性。5）热力学第（d）定律是能量转换与能量守衡在热力学上的应用。a．四；b．三；c．二；d．一。6）（b）的分子间隙最大。a．液体；b．气体；c．固体；d．液固共存。7）蒸汽在节流过程前后的焓值（d）。a．增加；b．减少；c．先增加后减少；d．不变化。8）液体和固体分子间相互吸引的力为（c）。a．摩擦力；b．内聚力；c．附着力；d．撞击力；22
319）气体的标准状态是指气体的压力和温度为（b）时的状态。a．0.1MPa，0℃；b．一个标准大气压，0℃；c．0Mpa，0℃；d．0.098MPa，25℃。10）下列几种物质，以（c）的导热本领最大。a．钢；b．铝；c．铜；d．塑料。11）材料的导热量与材料两侧面的温差成（a）。a．正比；b．反比；c．不成比例；d．不成反比。12）在流速较小，管径较大或流体粘滞性较大的情况下（a）的流动。a．才发生层流状态；b．不会发生层流状态；c．不发生紊流状态；d．才发生紊流状态。13）热力学第（b）定律表述热力过程的方向与条件的定律，即在热力循环中，工质从热源吸收的热量不可能全部转变为功，其中一部分不可避免地要传递冷源而造成的损失。a．一；b．二；c．三；d．四；14）压容（p—v）图上某一线段表示（b）。a．某一确定的热力状态；b．一特定的热力过程；c．一个热力循环；d．以上三个答案都不是。15）流体的压缩系数越大，表明流体（a）。a．越易压缩；b．越难压缩；c．压力高；d．压力低。16）10个工程大气压等于（b）MPa。a．9.8；b．0.98；c．0.098；d．98。17）流体的静压力总是与作用面（c）。a．平行；b．垂直；c．垂直且指向作用面；d．倾斜。18）粘度随温度升高变化的规律是（c）。a．液体和气体粘度均增大；b．液体粘度增大，气体粘度减小；c．液体粘度减小，气体粘度增大；d．液体和气体粘度均减小。23
3219）绝对压力就是（a）。a．容器内工质的真实压力；b．压力表所指示的压力；c．真空表所指示压力；d．大气压力。20）水在汽化过程中，温度（c），吸收的热量用来增加分子的动能。a．升高；b．下降；c．既不升高也不下降；d．先升高后下降。21）绝热膨胀过程，使过热蒸汽的过热度降低。一般情况下，绝热膨胀还使湿蒸汽的干度（a）。a．降低；b．升高；c．不变；d．先高后低。22）流体在运行过程中，质点之间互不混杂、互不干扰的流动状态称为（c）。a．稳定流；b．均匀流；c．层流；d．紊流。23）（b）是由于流体的粘滞力所引起的流动阻力损失。a．局部阻力损失；b．沿程阻力损失；c．局部阻力损失和沿程阻力损失；d．节流阻力损失。24）水的临界状态是指（c）。a．压力18.129MPa，温度174.15℃；b．压力20.129MPa，温度274.15℃；c．压力22.129MPa，温度374.15℃；d．压力24.1293MPa，温度474.15℃。25）在液体内部和表面同时进行（d）的现象称为沸腾。a．缓慢蒸发；b．快速蒸发；c．缓慢汽化；d．强烈汽化。26）一定压力下，水加热到一定温度时开始沸腾，虽然对它继续加热，可其（c）温度保持不变，此时的温度即为饱和温度。a．凝固点；b．熔点；c．沸点；d．过热。27）处于动态平衡的汽、液共存的状态叫（a）。a．饱和状态；b．不饱和状态；c．过热状态；d．再热状态。28）朗肯循环中汽轮机排出的乏汽在凝汽器中的放热是（c）过程。a．定压但温度降低的；b．定温但压力降低的；c．既定压又定温的；d．压力．温度都降低的。24
3329）火力发电厂生产过程的三大主要设备有锅炉、汽轮机、（b）。a．主变压器；b．发电机；c．励磁变压器；d．厂用变压器。30）锅炉本体由汽锅和（c）两部分组成。a．省煤器；b．空气预热器；c．炉子；d．过热器。31）按锅炉燃用燃料的品种可分为（a）、燃油锅炉、燃气锅炉三种。a．燃煤锅炉；b．燃无烟煤锅炉；c．燃贫煤锅炉；d．燃烟煤锅炉。32）锅炉膨胀指示的检查，应在（a）开始进行。a．上水时；b．点火时；c．投入煤粉后；d．达到额定负荷时。33）火力发电厂主要采用自然循环、强迫循环锅炉、（d）、复合循环锅炉。a．层燃锅炉；b．固态排渣锅炉；c．液态排渣锅炉；d．直流锅炉。34）下列（d）地质年代最长，炭化程度最高。a．褐煤；b．烟煤；c．贫煤；d．无烟煤。35）（c）是煤的组成成分中发热量最高的元素。a．碳；b．硫；c．氢；d．氧。36）煤中氢的含量大多在（a）的范围内。a．3%～6%；b．6%～9%；c．9%～12%；d．12%～15%。37）干燥无灰基挥发分Vdaf小于10%的煤是（a）。a．无烟煤；b．烟煤；c．褐煤；d．贫类。38）FT代表灰的（c）。a．软化温度；b．变形温度；c．熔化温度；d．炉内火焰燃烧温度。39）低氧燃烧时，产生的（c）较少。a．一氧化硫；b．二氧化硫；c．三氧化硫；d．二氧化碳。40）低温腐蚀是（b）腐蚀。a．碱性；b．酸性；c．中性；d．氧。41）回转式空气预热器漏风量最大的一项是（d）。a．轴向漏风；b．冷端径向漏风；c．周向漏风；d．热端径向漏风。25
3442）给水泵至锅炉省煤器之间的系统称为（b）。a．凝结水系统；b．给水系统；c．除盐水系统；d．补水系统。43）直吹式制粉系统中，磨煤机的制粉量随（a）变化而变化。a．锅炉负荷；b．汽轮机负荷；c．压力；d．锅炉流量。44）（b）克服空气侧的空气预热器、风道和燃烧器的流动阻力。a．引风机；b．送风机；c．一次风机；d．磨煤机。45）克服烟气侧的过热器、再热器、省煤器、空气预热器、除尘器等的流动阻力的锅炉主要辅机是（a）。a．引风机；b．送风机；c．一次风机；d．磨煤机。46）燃煤中灰分熔点越高，（a）。a．越不容易结焦；b．越容易结焦；c．越容易灭火；d．越容易着火。47）锅炉设计发供电煤耗率时，计算用的热量为（b）。a．煤的高位发热量；b．煤的低位发热量；c．发电热耗量；d．煤的发热量。48）离心泵基本特性曲线中最主要的是（a）曲线。a．Q—H；b．Q—p；c．Q—η；d．q—Δh。49）采用中间再热器可以提高电厂（b）。a．出力；b．热经济性；c．煤耗；d．热耗。50）煤粉着火的主要热源来自（a）。a．炉内高温烟气的直接混入；b．二次风的热量；c．炉膛辐射热；d．挥发分燃烧的热量。51）锅炉各项热损失中，损失最大的是（c）。a．散热损失；b．化学未完全燃烧损失；c．排烟热损失；d．机械未完全燃烧损失。52）火力发电厂的汽水损失分为（d）两部分。a．自用蒸汽和热力设备泄漏；b．机组停用放汽和疏放水；26
35c．经常性和暂时性的汽水损失；d．内部损失和外部损失。53）油品的危险等级是根据（a）来划分的，闪点在45℃以下为易燃品，45℃以上为可燃品，易燃品防火要求高。a．闪点；b．凝固点；c．燃点；d．着火点。54）蒸汽动力设备循环广泛采用（b）。a．卡诺循环；b．朗肯循环；c．回热循环；d．任意循环。55）对同一种流体来说，沸腾放热的放热系数比无物态变化时的对流放热系数（b）。a．小；b．大；c．相等；d．小一倍。56）造成火力发电厂效率低的主要原因是（d）。a．锅炉效率低；b．汽轮机机械损失；c．发电机热损失；d．汽轮机排汽热损失。57）实际空气量与理论空气量之比称为（a）。a．过剩空气系数；b．最佳过剩空气系数；c．漏风系数；d．漏风率。58）水冷壁的传热方式主要是（c）。a．导热；b．对流；c．辐射；d．电磁波。59）随着锅炉容量的增大，散热损失相对（b）。a．增大；b．减小；c．不变；d．不能确定。60）每小时每平方米炉膛截面放出的热量称为（a）。a．炉膛截面热负荷；b．炉膛容积热负荷；c．热负荷；d．热效率。61）影响导热系数数值的主要因素是物质的种类和（c）。a．尺寸；b．表面状况；c．温度；d．物理性质。62）火力发电厂的汽水系统主要由锅炉、汽轮机、凝汽器和（d）组成。a．加热器；b．除氧器；c．凝结水泵；d．给水泵。63）凝汽器内蒸汽的凝结过程可以看作是（c）。a．等容过程；b．等焓过程；c．等压过程；d．绝热过程。27
3664）泵的扬程是指单位重量的液体通过泵后所获得的（d）。a．压力能；b．动能；c．分子能；d．总能量。65）在除灰管道系统中，流动阻力存在的形式是（c）。a．只有沿程阻力；b．只有局部阻力；c．沿程和局部阻力都有；d．不能确定。66）当管内的液体为紊流状态时，管截面上流速最大的地方（b）。a．在靠近管壁处；b．在截面中心处；c．在管壁和截面中心之间；d．根据截面大小而不同。67）不论是层流还是紊流，当管内流体的流动速度增大时，流动阻力（c）。a．不变；b．减小；c．增大；d．前三者都不是。68）水在水泵中压缩升压可以看作是（b）。a．等温过程；b．绝热过程；c．等压过程；d．等容过程。69）当流量一定时，下列叙述正确的是（a）。a．截面积大，流速小；b．截面积大，流速快；c．截面积小，流速小；d．流速与截面积无关。70）实际物体的辐射力与同温度下绝对黑体的辐射力相比，（b）。a．前者大于后者；b．前者小于后者；c．二者相等；d．前三者都不是。71）火力发电厂的生产过程是将燃料的（d）转变为电能。a．动能；b．热能；c．机械能；d．化学能。72）电接点水位计是利用锅水与蒸汽（a）的差别而设计的，它克服了汽包压力变化对水位的影响，可在锅炉启停及变参数运行时使用。a．电导率；b．密度；c．热容量；d．电阻。73）风机特性的基本参数是（a）。a．流量、压头、功率、效率、转速；b．流量、压头；c．轴功率、电压、功率因数；d．温度、比容。28
3774）（c）是风机产生压头、传递能量的主要构件。a．前盘；b．后盘；c．叶轮；d．轮毂。75）介质只作一个方向的流动，而阻止其逆向流动的阀门是（b）。a．截止阀；b．止回阀；c．闸阀；d．截出阀。76）风机在工作过程中，不可避免地会发生流体（d），以及风机本身的传动部分产生摩擦损失。a．摩擦；b．撞击；c．泄漏；d．摩擦、撞击、泄漏。77）风机的全压是风机出口和入口全压（b）。a．之和；b．之差；c．乘积；d．之商。78）单位重量气体，通过风机所获得的能量用风机的（c）来表示。a．轴功率；b．进口风压；c．全压；d．出口温升。79）离心式风机导流器的作用是使流体（b）。a．径向进入叶轮；b．轴向进入叶轮；c．轴向与径向同时进入叶轮；d．切向进入叶轮。80）挥发分含量对燃料燃烧特性影响很大，挥发分含量高，则容易燃烧，（b）的挥发分含量高，故很容易着火燃烧。a．无烟煤；b．烟煤；c．贫煤；d．石子煤。81）在外界负荷不变时，如强化燃烧，汽包水位将会（c）。a．上升；b．下降；c．先上升后下降；d．先下降后上升。82）在燃烧过程中，未燃烧的固体可燃物随飞灰和炉渣一同排出炉外而造成的热损失叫（d）。a．散热损失；b．化学不完全燃烧损失；c．排烟热损失；d．机械不完成热损失。83）凝汽式汽轮机组的综合经济指标是（c）。a．发电煤耗率；b．汽耗率；c．热效率；d．厂用电率。84）停炉过程中的最低风量为总风量的（b）以上。29
38a．20%；b．30%；c．40%；d．50%。85）煤粉品质主要指标是指煤粉细度、均匀性和（c）。a．挥发分；b．发热量；c．水分；d．灰分。86）随着锅炉额定蒸发量的增大，排污率（d）。a．增大；b．减少；c．不一定；d．与蒸发量无关。87）如发生烟道再燃烧事故，当采取措施而无效时应（a）。a．立即停炉；b．申请停炉；c．保持机组运行；d．向上级汇报。88）检修后的锅炉额定汽压大于5.88MPa，允许在升火过程中热紧法兰、人孔、手孔等处的螺丝，但热紧时锅炉汽压不准超过（a）。a．0.49MPa；b．0.6MPa；c．1.0MPa；d．1.5MPa。89）锅炉吹灰前，应（b）燃烧室负压并保持燃烧稳定。a．降低；b．适当提高；c．维持；d．必须减小。90）随着运行小时增加，引风机振动逐渐增大的主要原因一般是（d）。a．轴承磨损；b．进风不正常；c．出风不正常；d．风机叶轮磨损。91）当机组突然甩负荷时，汽包水位变化趋势是（b）。a．下降；b．先下降后上升；c．上升；d．先上升后下降。92）液力耦合器通过（b）改变传递转矩和输出轴的转速。a．电机转速；b．勺管；c．齿轮；d．油位。93）离心式风机的调节方式不可能采用（c）。a．节流调节；b．变速调节；c．动叶调节；d．轴向导流器调节。94）汽包内的（a）是实现汽水第一次分离的设备。a．旋风分离器；b．波形板分离器；c．均汽孔板；d．除湿设备。95）由于水的受热膨胀，点火前锅炉进水至-100mm时停止，此时的汽包水位称为（b）。a．正常水位；b．点火水位；c．最低水位；d．最高水位。96）强制循环锅炉的循环倍率比自然循环锅炉的循环倍率（a）。30
39a．小；b．大；c．大一倍；d．不确定。97）锅炉负荷低于某一限度，长时间运行时，对水循环（a）。a．不安全；b．仍安全；c．没影响；d．不确定。98）自然循环锅炉水冷壁引出管进入汽包的工质是（c）。a．饱和蒸汽；b．饱和水；c．汽水混合物；d．过热蒸汽。99）当锅水含盐量达到临界含盐量时，蒸汽的湿度将（c）。a．减少；b．不变；c．急骤增大；d．逐渐增大。100）在表面式换热器中，冷流体和热流体按相反方向平行流动称为（b）。a．混合式；b．逆流式；c．顺流式；d．双顺流式。101）中间再热机组的主蒸汽系统一般采用（b）。a．母管制系统；b．单元制系统；c．切换母管制系统；d．高低压旁路系统。102）一般燃料油的燃点温度比闪点温度（a）。a．高3～6℃；b．高10～15℃；c．低3～6℃；d．低10～15℃。103）锅炉水冷壁管管内结垢后可造成（d）。a．传热增强，管壁温度升高；b．传热减弱，管壁温度降低；c．传热增强，管壁温度降低；d．传热减弱，管壁温度升高。104）锅炉腐蚀除了烟气腐蚀和工质腐蚀外，还有（b）。a．汽水腐蚀；b．应力腐蚀；c．硫酸腐蚀；d．电化学腐蚀。105）为保证吹灰效果，锅炉吹灰的程序是（a）。a．由炉膛依次向后进行；b．自锅炉尾部向前进行；c．吹灰时由运行人员自己决定；d．由值长决定。106）在外界负荷不变的情况下，汽压的稳定主要取决于（b）。a．炉膛容积热强度的大小；b．炉内燃烧工况的稳定；c．锅炉的储热能力：d．水冷壁受热后热负荷大小。107）预热器管壁在低于露点（c）℃的壁面上腐蚀最为严重。31
40a．5～10；b．10～15；c．15～40；d．50～70。108）采用蒸汽吹灰时，蒸汽压力不可过高或过低，一般应保持在（c）。a．0.1～0.5MPa；b．0.5～1MPa；c．1.5～2MPa；d．3～5MPa。109）中间再热锅炉在锅炉启动过程中，保护再热器的手段有（c）。a．轮流切换四角油枪，使再热器受热均匀；b．调节摆动燃烧器和烟风机挡板；c．控制烟气温度或正确使用一、二级旁路；d．加强疏水。110）停炉时间在（b）以内，将煤粉仓内的粉位尽量降低，以防煤粉自燃引起爆炸。a．1天；b．3天；c．5天；d．6天。111）停炉时，当回转空气预热器的入口烟温降到（c）以下，方可停止空气预热器。a．200℃；b．160℃；c．120℃；d．80℃。112）给水流量不正常地大于蒸汽流量，蒸汽导电度增大，过热蒸汽温度下降，说明（a）。a．汽包满水；b．省煤器损坏；c．给水管爆破；d．水冷壁损坏。113）蒸汽流量不正常地小于给水流量，炉膛负压变正，过热蒸汽压力降低，说明（d）。a．再热器损坏；b．省煤器损坏；c．水冷壁损坏；d．过热器损坏。114）锅炉烟道有泄漏响声，省煤器后排烟温度降低，两侧烟温、风温偏差大，给水流量不正常地大于蒸汽流量，炉膛负压减少，此故障是（b）。a．水冷壁损坏；b．省煤器管损坏；c．过热器管损坏；d．再热器管损坏。115）锅炉给水、锅水或蒸汽品质超出标准，经多方调整无法恢复正常时，应（b）。a．紧急停炉；b．申请停炉；c．化学处理；d．继续运行。116）锅炉大小修后的转动机械须进行不少于（b）试运行，以验证可靠性。a．10min；b．30min；c．2h；d．8h。117）机组启动初期，主蒸汽压力主要由（d）调节。32
41a．锅炉燃烧；b．锅炉和汽轮机共同；c．发电机负荷；d．汽轮机旁路系统。118）直流锅炉的中间点温度一般不是定值，而随（b）而改变。a．机组负荷的改变；b．给水流量的变化；c．燃烧火焰中心位置的变化；d．主蒸汽压力的变化。119）随着锅炉参数的提高，过热部分的吸热量比例（b）。a．不变；b．增加；c．减少；d．按对数关系减少。120）超临界压力直流锅炉，由于不存在蒸发受热面，因此，工质液体吸热量所占比例较大，约占总吸热量的（b），其余为过热吸热量。a．20%；b．30%；c．40%；d．50%。121）锅炉运行过程中，机组负荷变化，应首先调节（a）流量。a．给水泵；b．凝结水泵；c．循环水泵；d．冷却水泵。122）当机组负荷、煤质、燃烧室内压力不变的情况下，烟道阻力增大将使（a）。a．锅炉净效率下降；b．锅炉净效率不变；c．锅炉净效率提高；d．风机效率升高。123）增强空气预热器的传热效果应该（a）。a．增强烟气侧和空气侧的放热系数；b．增强烟气侧放热系数、降低空气侧放热系数；c．降低烟气侧放热系数、增强空气侧放热系数；d．降低烟气侧和空气侧的放热系数。124）汽包锅炉应至少配置（b）彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。a．1只；b．2只；c．3只；d．4只。125）汽包锅炉水位计的配置应至少采用（b）种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。a．1；b．2；c．3；d．4。33
42126）在一般负荷范围内，当炉膛出口过剩空气系数过大时，会造成（c）。a．q2损失降低，q3损失增大；b．q2、q3损失降低；c．q3损失降低，q2损失增大；d．q2、q3损失增大。127）锅炉送风量越大，烟气量越多，烟气流速越大，对流传热增强，则再热器的吸热量（b）。a．越小；b．越大；c．不变；d．按对数关系减小。128）对于整个锅炉机组而言，最佳煤粉细度是指（c）。a．磨煤机电耗最小时的细度；b．制粉系统出力最大时的细度；c．锅炉净效率最高时的煤粉细度；d．总制粉单耗最小时的煤粉细度。129）在锅炉蒸发量不变的情况下，给水温度降低时，过热蒸汽温度升高，其原因是（b）。a．过热热增加；b．燃料量增加；c．加热热增加；d．加热热减少。130）水冷壁受热面无论是积灰、结渣或积垢，都会使炉膛出口烟温（b）。a．不变；b．增高；c．降低；d．突然降低。131）当火焰中心位置降低时，炉内（b）。a．辐射吸热量减少，过热汽温升高；b．辐射吸热量增加，过热汽温降低；c．对流吸热量减少，过热汽温降低；d．对流吸热量减少，过热汽温降低。132）过热器前受热面长时间不吹灰或水冷壁结焦会造成（a）。a．过热汽温偏高；b．过热汽温偏低；c．水冷壁吸热量增加；d．水冷壁吸热量不变。133）轴流式风机采用（c）时，具有效率高、工况区范围广等优点。a．转数调节；b．入口静叶调节；c．动叶调节；d．节流调节。134）连续排污管口一般装在汽包正常水位下（c）处，以连续排出高浓度的锅水，从而改善锅水品质。a．50～100mm；b．100～150mm；c．200～300mm；d．400～500mm。135）为减少管道局部阻力损失，在弯管时应尽量采用（a），以降低阻力系数。34
43a．较大的弯曲半径；b．较小的弯曲半径；c．随便；d．增加粗糙度。136）锅炉升温升压至（b）时，汽包人孔门螺丝应热紧一次。a．0.2～0.4MPa；b．0.5～1MPa；c．2～2.5MPa；d．3～4MPa。137）规程规定锅炉启动时，控制锅炉上水速度，当水温与汽包壁温差大于（a）℃时适当延长上水时间。a．40；b．50；c．80；d．100。138）再热汽温采用喷水调节比烟气侧调节的经济性（b）。a．好；b．差；c．相同；d．以上三种答案都不是；139）采用蒸汽作为吹扫介质时，防止携水，一般希望有（b）的过热度。a．50℃；b．100～150℃；c．80℃；d．90℃。140）输入锅炉的总热量主要是（b）。a．燃料的物理显热；b．燃料的收到基低位发热量；c．燃料的高位发热量；d．外来热源加热空气时带入的热量。141）煤的外部水分增加，引起过热汽温（a）。a．升高；b．下降；c．不升不降；d．先升高后下降。142）锅炉负荷增加时，辐射式过热器和对流式过热器内单位质量蒸汽的吸热量变化将出现（b）种情况。a．辐射式过热器吸热量相对增大，对流式过热器吸热量相对减少；b．辐射式过热器的吸热量相对减少，对流式过热器吸热量相对增大；c．两种过热器吸热量相对增大；d．两种过热器吸热量相对减少。143）由于循环流化床锅炉的燃烧温度较低，一般为（b）。因此，有利于脱硫和降低NOx的排放。a．750～850℃；b．850～950℃；c．950～1050℃；d．1050～1150℃。144）加强水冷壁吹灰，将使过热汽温（b）。a．升高；b．下降；c．升高后立即下降；d．下降后立即升高。35
44145）要获得洁净的蒸汽，必须降低炉水的（c）。a．排污量；b．加药量；c．含盐量；d．补水量。146）若按煤的干燥无灰基挥发分Vdaf进行分类：Vdaf在0%～10%之间的煤为无烟煤；Vdaf在（c）的为烟煤。a．小于10%；b．10%～20%；c．20%～40%；d．大于40%。147）锅炉燃烧时，产生的火焰（b）色为最好。a．暗红；b．金黄；c．黄；d．白。148）在动力燃烧过程中，燃烧速度主要取决于（b）。a．物理条件；b．化学条件；c．外界条件；d．锅炉效率。149）在扩散燃烧过程中，燃烧速度主要取决于（a）。a．物理条件；b．化学条件；c．外界条件；d．锅炉效率。150）锅炉煤灰的熔点主要与灰的（a）有关。a．组成成分；b．物理形态；c．硬度；d．水分。151）完全燃烧必须具备的条件之一是（d）。a．水分大；b．灰分大；c．挥发分低；d．足够的燃烧时间。152）汽包内饱和水的温度与饱和蒸汽的温度相比是（c）。a．高；b．低；c．一样高；d．高10℃。153）由于从锅炉排出的炉渣具有相当高的温度而造成的热量损失叫（d）。a．机械不完全燃烧损失；b．散热损失；c．化学不完全燃烧损失；d．灰渣物理热损失。154）给水温度若降低，则影响到机组的（a）效率。a．循环；b．热；c．汽轮机；d．机械。155）煤中的水分是（c）。a．有用成分；b．杂质；c．无用成分；d．可燃物。156）转动设备试运时，对振动值的测量应取（d）。a．垂直方向；b．横向；c．横向、轴向；d．垂直、横向、轴向。36
45157）对流过热器平均传热温差最大的布置方式是（b）。a．顺流布置；b．逆流布置；c．混流布置；d．都不是。158）磨煤机断煤或煤量减小时磨煤机振动（c）。a．减小；b．不变；c．增大；d．大小交替变化。159）每千克燃料燃烧所需要的理论空气量可以计算出来，实际燃烧中所要供应的空气量应（a）理论空气量。a．大于；b．小于；c．等于；d．无明确规定。160）锅炉过热蒸汽调节系统中，被调量是（a）。a．过热器出口汽温；b．过热器进口汽温；c．减温水量；d．减温阀开度。161）在不冒黑烟，不发生化学不完全燃烧前提下，应尽量减少风量，即尽量减少烟气中的（d）含量，或尽量提高CO2含量。a．CO；b．NO；c．SO；d．O2。162）在允许范围内，尽可能保持高的蒸汽温度和蒸汽压力则使（c）。a．锅炉热效率下降；b．锅炉热效率提高；c．循环热效率提高；d．循环热效率下降。163）提高蒸汽初压力主要受到（a）。a．汽轮机低压级湿度的限制；b．汽轮机低压级干度的限制；c．锅炉汽包金属材料的限制；d．工艺水平的限制。164）提高蒸汽初温度主要受到（d）。a．锅炉传热温差的限制；b．锅炉传热温度的限制；c．热力循环的限制；d．金属高温性能的限制。165）锅炉冷灰斗水封的作用是（a）。a．防止向炉膛内漏风；b．防止向炉外喷烟气；c．防止向炉外喷粉；d．防止冒灰。166）烟气密度随（a）而减小。a．温度的升高和压力的降低；b．温度的降低和压力的升高；37
46c．温度的升高和压力的升高；d．温度的降低和压力的降低。167）（d）的特点是挥发分高、含碳量低，易点燃，火焰长。a．矸石煤；b．无烟煤；c．贫煤；d．褐煤。168）杂质在亚临界压力直流锅炉的（c）区段中沉淀最严重。a．加热；b．蒸发；c．过热；d．再热。169）煤粉气流的着火温度随着煤粉变细而（b）。a．升高；b．降低；c．不变；d．无法确定。170）汽包集中下降管管口处加装隔栅是为了（b）。a．防止掉入下降管内较大物品；b．防止产生下旋涡带汽；c．保证水面平稳，防止含高浓度盐分的炉水进入下降管；d．防止炉水含盐量。171）大容量锅炉一般采用（a）水冷壁。a．膜式；b．光管式；c．丁爪式；d．内罗纹式。172）（b）后期的一、二次风混合较好，对于低挥发分的煤燃烧有很好的适应性。a．旋流燃烧器；b．直流燃烧器；c．船形稳燃器；d．浓淡形稳燃器。173）直流锅炉蒸发受热面的传热恶化是由（d）引起的。a．泡状沸腾；b．弹状沸腾；c．柱状沸腾；d．膜态沸腾。174）当火焰中心位置上移时，炉内（a）。a．辐射吸热量减少，过热蒸汽温度升高；b．辐射吸热量增加，过热蒸汽温度降低；c．辐射吸热量减少，过热蒸汽温度降低；d．辐射吸热量增加，过热蒸汽温度升高。175）水冷壁分成很多个单循环回路的目的是（c）。a．防止水冷壁爆破时，所有炉内风从此漏掉，保证炉安全；b．解决炉各水冷壁管流速大小不均；c．防止边角处及受热差的管子内水流停滞；d．加强炉水循环，增强传热能力。38
47176）摆动式直流喷燃器的喷嘴可向上或向下摆动，调整火焰中心位置，起到调节（a）的作用。a．再热汽温；b．燃烧稳定；c．锅炉效率；d．经济性。177）轴流式风机（c）。a．流量大、风压大；b．流量小、风压小；c．流量大、风压低；d．流量小、风压大。178）煤粉着火准备阶段主要特征为（b）。a．放出热量；b．析出挥发分；c．燃烧化学反应速度快；d．不受外界条件影响。179）随着锅炉压力的逐渐提高，它的循环倍率（c）。a．固定不变；b．逐渐变大；c．逐渐减小；d．突然增大。180）影响汽包水位变化的主要因素是（b）。a．锅炉负荷；b．锅炉负荷、燃烧工况、给水压力；c．锅炉负荷、汽包压力；d．汽包水容积。181）在锅炉热效率试验中（a）工作都应在试验前的稳定阶段内完成。a．受热面吹灰、锅炉排污；b．试验数据的确定；c．试验用仪器安装；d．试验用仪器校验。182）滑参数停机的主要目的是（d）。a．利用锅炉余热发电；b．均匀降低参数增加机组寿命；c．防止汽轮机超速；d．降低汽轮机缸体温度，利于提前检修。183）在结焦严重或有大块焦渣掉落可能时，应（a）。a．停炉除焦；b．应在锅炉运行过程中除焦；c．由厂总工程师决定；d．由运行值长决定。184）（a）用于高热负荷区域，可以增强流体的扰动作用，防止发生传热恶化，使水冷壁得到充分冷却。a．内螺纹膜式水冷壁；b．带销钉的水冷壁；c．光管水冷壁；d．渗铝水冷壁。39
48185）高温段过热器的蒸汽流通截面（a）低温段的蒸汽流通截面。a．大于；b．等于；c．小于；d．无任何要求。186）在锅炉启动中为了保护省煤器的安全，应（a）。a．正确使用省煤器的再循环装置；b．控制省煤器的出口烟气温度；c．控制给水温度；d．控制汽包水位。187）煤粉炉停炉后应保持30%以上的额定风量，通风（a）进行炉膛吹扫。a．5分钟；b．10分钟；c．15分钟；d．20分钟；188）当给水含盐量不变时，需降低蒸汽含盐量，只有增大（d）。a．深解系数；b．锅水含盐量；c．携带系数；d．排污率。189）滑停过程中主汽温度下降速度不大于（b）。a．1℃/min；b．1.5～2.0℃/min；c．2.5℃/min；d．3.5℃/min。190）细粉分离器是依靠（b）进行煤粉分离的。a．煤粉的自重；b．煤粉运动时的离心力；c．煤粉粒子间的引力；d．煤粉的流动作用。191）汽包上下壁温差形成的热应力方向主要是（a）。a．轴向的；b．径向的；c．切向的；d．任意方向的。192）内外壁温差产生的热应力的最大值发生在管筒的（c）。a．高温表面；b．低温表面；c．高低温表面；d．任何表面。193）过热器和再热器管子的损伤主要是由于（b）造成的。a．腐蚀疲劳；b．高温蠕变；c．腐蚀磨损；d．低温腐蚀。194）在火力发电厂中蒸汽参数一般是指锅炉过热器出口蒸汽的（c）。a．压力和比容；b．温度和比容；c．压力和温度；d．压力和焓。195）炉内烟气对水冷壁的主要换热方式是（b）。a．导热换热；b．辐射换热；c．对流换热；d．导热和辐射换热。196）空气在空压机中被压缩时温度会（c）。a．缓慢升高；b．缓慢降低；c．急剧升高；d．急剧降低。40
49197）煤粉越细，总表面积越大，接触空气的机会越多，挥发分析出快，容易（b），燃烧完全。a．蒸发；b．着火；c．积灰；d．结焦。198）气力除灰系统中干灰吸送，此系统为（c）气力除灰系统。a．正压；b．微正压；c．负压；d．微负压。199）自然循环锅炉的给水（b）。a．先送至下降管；b．先送至省煤器；c．先送至汽包分离器；d．直接送至水冷壁。200）贮气罐与空气压缩机之间应装设（c）。a．调节阀；b．节流阀；c．逆止阀；d．安全阀。201）气力除灰系统中管道容易（b）。a．结垢；b．磨损；c．堵灰；d．腐蚀。202）金属的机械性能是指金属材料抵抗（c）作用的能力。a．物体；b．重力；c．外力；d．扭力。203）油燃烧火焰紊乱的原因为（a）。a．风油配合不佳；b．燃烧强烈；c．风量不足；d．雾化太好。204）某厂在技术改造中，为增强锅炉省煤器的传热，拟加装肋片，则肋片应加装在（b）。a．管内水侧；b．管外烟气侧；c．无论哪一侧都行；d．省煤器联箱处。205）在截面积比较大的弯管道内安装导流叶片会（c）。a．增大局部阻力损失；b．增大沿程阻力损失；c．减小局部阻力损失；d．减小沿程阻力损失。206）给水靠给水泵压头在受热面中一次通过产生蒸汽的锅炉称为（b）。a．自然循环锅炉：b．直流锅炉：c．复合循环锅炉：d．强制循环锅炉。207）现代大容量锅炉都应该用（d）计算锅炉效率和煤耗。a．热平衡法；b．正平衡法；c．反平衡法；d．正反两种平衡法。41
50208）锅炉运行中的过量空气系数，应按（b）处的值进行控制。a．炉膛内；b．炉膛出口；c．省煤器前；d．锅炉出口排烟处。209）影响锅炉受热面磨损最严重的因素是（d）。a．飞灰颗粒大小；b．飞灰浓度；c．飞灰性质；d．烟气流速。210）提高蒸汽品质的根本方法是（d）。a．加强汽水分离；b．对蒸汽彻底清洗；c．加强排污；d．提高给水品质。211）超临界参数的锅炉炉型是（d）。a．自然循环汽包炉；b．强制循环汽包炉；c．复合循环汽包炉；d．直流炉。212）中间储仓式制粉系统选用的磨煤机应为（c）。a．风扇式磨煤机；b．中速磨煤机；c．钢球磨煤机；d．竖井式磨煤机。213）锅炉受热面磨损最严重的是（a）。a．省煤器管；b．再热器管；c．过热器管；d．水冷壁管。214）目前，世界上火电厂应用最广泛的烟气脱硫工艺是（c）。a．流化床锅炉脱硫工艺；b．喷雾干法烟气脱硫工艺；c．石灰或石灰石湿法烟气脱硫工艺；d．氧化镁脱硫工艺。215）影响煤粉着火的主要因素是（a）。a．挥发分；b．含碳量；c．灰分；d．氧。216）煤粉过细会使（a）。a．磨煤机电耗增加；b．磨煤机电耗减少；c．机械不完全燃烧损失增加；d．排烟温度升高。217）锅炉水循环的循环倍率越大，水循环（b）。a．越危险；b．越可靠；c．无影响；d．阻力增大。218）高参数、大容量机组对蒸汽品质要求（a）。a．高；b．低；c．不变；d．放宽。219）对流过热器在负荷增加时，其温度（c）。42
51a．下降；b．不变；c．升高；d．骤变。220）空气预热器是利用锅炉尾部烟气热量来加热锅炉燃烧所用的（b）。a．给水；b．空气；c．燃料；d．燃油。221）煤粉在燃烧过程中（c）所用的时间最长。a．着火前准备阶段；b．燃烧阶段；c．燃尽阶段；d．着火阶段。222）标准煤的低位发热量为（c）kJ/kg。a．20934；b．25120；c．29307；d．12560。223）在煤粉炉中，脱硫塔装在（d）。a．吸风机之前；b．除尘器之前；c．空气预热器之前；d．烟囱之前吸风机之后。224）直流燃烧器一般都采用（c）方式。a．前后墙对冲；b．两侧墙对冲；c．四角布置切圆燃烧；d．四角对冲布置。225）锅炉点火后，随着工质温度的上升，当水中含铁量增加超过规定值时，应进行（d）。a．加强燃烧；b．连排；c．减弱燃烧；d．热态清洗。226）直流锅炉启动流量的选择原则是在可靠的冷却水冷壁的前提下降低流量，通常取锅炉额定蒸发量的（c）。a．10%～15%；b．15%～20%；c．25%～30%；d．35%～40%。227）强制循环泵，是将汽包中的锅水不断的送往（b）。a．省煤器；b．水冷壁下联箱；c．过热器；d．再热器。228）锅炉冷态空气动力场试验，是根据（b），在冷态模拟热态的空气动力工况下所进行的冷态试验。a．离心原理；b．相似理论；c．节流原理；d．燃烧原理。229）锅炉省煤器出口水温达到其出口压力下的饱和温度，并产生（b）的饱和蒸汽的省煤器称为沸腾式省煤器。43
52a．2～5%；b．10～15%；c．20～25%；d．30～35%。230）风机风量调节的基本方法有（d）。a．节流调节；b．变速调节；c．轴向导流器调节；d．节流、变频、轴向导流器调节。231）机组正常启动过程中，最先启动的设备是（c）。a．吸风机；b．送风机；c．回转式空气预热器；d．一次风机。232）下列哪些参数超限时，需人为干预停机（d）。a．汽机超速；b．润滑油压极低；c．真空极低；d．蒸汽参数异常，达到极限值。233）锅炉启动时，应对角投入油燃烧器，目的是使炉内（c）。a．工质温升加快；b．烟气扰动加强；c．热负荷均匀；d．后部烟道烟气流速均匀。234）筒式钢球磨煤机主要是以（a）磨制煤粉的。a．撞击作用、碾压作用；b．碾压作用；c．冲击作用；d．摩擦作用。235）当炉内空气量不足时，煤粉燃烧火焰是（b）。a．白色；b．暗红色；c．橙色；d．红色。236）在低负荷，锅炉降出力停止煤粉燃烧器时应（a）。a．先投油枪助燃，再停止煤粉燃烧器；b．先停止煤粉燃烧器再投油枪；c．无先后顺序要求；d．在关闭一次风后停止煤粉燃烧器运行。237）停炉过程中的降压速度每分钟不超过（a）。a．0.05MPa；b．0.1MPa；c．0.15MPa；d．0.2MPa。238）当锅炉主汽压力降到（c）时开启空气门。a．0.5MPa；b．1MPa；c．0.2MPa；d．3.5MPa。239）锅炉在正常运行过程中，在吹灰器投入前，将吹灰系统中（a）排净，确保是过热蒸汽，方可投入。a．凝结水；b．汽水混合物；c．空气；d．过热蒸汽。44
53240）排烟温度急剧升高，热风温度下降，这是（d）故障的明显象征。a．引风机；b．送风机；c．暖风器；d．空气预热器。241）停炉后为防止粉仓煤粉自燃，应（c）。a．开启粉仓档板通风；b．开启粉仓检查门通风；c．关闭所有档板和吸潮阀；d．打开吸潮阀保持粉仓负压。242）风机启动前检查风机、电机轴承油位计指示在（b）。a．最低处；b．1/2处；c．1/3处；d．加满。243）（c）应开省煤器再循环门。a．停炉前；b．熄火后；c．锅炉停止上水后；d．锅炉正常运行时。244）吹灰器不能长期搁置不用，积灰、生锈、受潮等原因会使吹灰器（a）。a．动作受阻，失去功用；b．损坏，增加检修工作量；c．退出备用；d．停用，节省自用蒸汽用量。245）运行中的两台回转式空气预热器发生故障都停止运行时，应（a）。a．紧急停炉；b．申请停炉；c．手动盘车；d．与风烟系统隔绝。246）锅炉停止燃烧后，应将汽包水位（c）。a．排放；b．维持正常水位；c．升到较高允许值；d．维持较低水位。247）锅炉的升温升压以及加负荷速度在机组并网后主要取决于（b）。a．汽包；b．汽轮机；c．锅炉的燃烧情况；d．入炉煤的热值。248）锅炉在升温时通常以（d）来控制升温速度。a．削弱燃烧；b．增加减温水量；c．提高给水压力；d．控制升压速度。249）电动机启动时间过长或在短时间内连续多次启动，会使电动机绕组产生很大热量，温度（a）造成电动机损坏。a．急剧上升；b．急剧下降；c．缓慢上升；d．缓慢下降。250）不论在检修或运行中，如有油漏到保温层上，应将（a）。a．保温层更换；b．擦干净；c．管表面上油再用保温层遮盖；d．管表面上油用皮棉层遮盖。45
54251）锅炉烟、风速的测量，一般采用的标准测量元件是（b）。a．靠背管；b．皮托管；c．笛形管；d．U形管。252）炉膛除焦时工作人员必须穿着（a）的工作服、工作鞋，戴防烫伤的手套和必要的安全用具。a．防烫伤；b．防静电；c．尼龙、化纤、混纺衣料制作；d．防水。253）火力发电厂发电成本最大的一项是（a）。a．燃料费用；b．工资；c．大小修费用；d．设备折旧费用。254）（a）和厂用电率两大技术经济指标是评定发电厂运行经济性和技术水平的依据。a．供电标准煤耗率；b．发电标准煤耗率；c．热耗；d．锅炉效率。255）锅炉由50%负荷到额定负荷，效率的变化过程是（d）。a．升高；b．下降；c．基本不变；d．由低到高再下降。256）经济负荷一般在锅炉额定负荷的（c）左右范围。a．55～65%；b．65～75%；c．75～90%；d．90～95%。257）当压力管路上的阀门迅速关闭或水泵突然启动运行时，使管路压力显著（d），可发生正水锤现象。a．降低；b．为零；c．不变化；d．升高。258）电厂实际生产的能量转换过程中，在数量上以下列哪种热量损失为最大？（d）a．锅炉损失；b．汽轮机内部损失；c．管道损失；d．冷源损失。259）凝汽式发电厂的发电煤耗率可表示为：（a）a．发电厂在一段时间内耗用的总煤量与发电量之比。b．发电厂在一段时间内耗用的总煤量与对外供电量之比。c．发电厂在一段时间内耗用的总煤量与平均负荷之比。d．发电厂在一段时间内耗用的总煤量与厂用电之比。260）随着回热加热级数的增多，（c）。46
55a．回热循环效率的增加值逐渐增多；b．回热循环效率的增加值不变；c．回热循环效率的增加值逐渐减少。261）其它条件不变，提高蒸汽初压力循环效率的变化将：（d）。a．提高。b．降低。c．不一定。d．先提高后降低。262）其它条件不变提高蒸汽初温，循环效率提高的原因是（b）。a．冷源损失数量减少；b．平均吸热温度提高；c．蒸汽湿度减少；d．蒸汽容积流量增加。263）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量，降低再热后第一级回热的抽汽量是为了（a）。a．减少给水加热过程的不可逆损失；b．尽量利用高压缸排汽进行回热加热；c．保证再热后各回热加热器安全；d．增加再热器后各级回热抽汽的抽汽作功量。264）采用中间再热的目的是：（b）a．提高回热经济性；b．提高初参数后使排汽湿度不超过允许值；c．提高机组设计功率；d．利用锅炉烟道的余热以降低排烟温度。265）提高蒸汽初温，其它条件不变，汽机相对内效率（a）。a．提高；b．降低；c．不变；d．先提高后降低。266）提高蒸汽初压，其它条件不变，汽机相对内效率（b）。a．提高；b．降低；c．不变；d．先降低后提高。267）若提高凝汽器真空，机组出力增加ΔNd，循环水泵功率增加ΔNs，则最佳真空为：（a）。a．ΔNd-ΔNs最大时对应的真空；b．（ΔNd-ΔNs）/ΔNs最小时对应的真空；c．（ΔNd-ΔNs）/ΔNs最大时对应的真空；47
56d．（ΔNd-ΔNs）/ΔNd最大时对应的真空。268）常用的烟气中间再热，再热后蒸汽的（b）。a．温度增加，压力增加；b．温度增加，压力下降；c．温度下降，压力下降；d．温度不变，压力下降。269）提高蒸汽初压主要受到（a）。a．汽轮机低压级湿度的限制；b．锅炉汽包金属材料的限制；c．工艺水平的限制。270）在给水泵连接系统中，往往采用前置泵，其作用是（b）。a．增大电动给水泵的总压头；b．避免主给水泵入口水汽化；c．可以和主给水泵互为备用；d．增大主给水泵的流量；e．提高主给水泵的负荷适应性。271）回热加热器端差增大表明加热器运行经济性（b）。a．变好；b．变差；c．未变化。272）给水泵出口再循环管的作用是（c）。a．保持除氧器给水箱的水位不变；b．防止除氧器产生自生沸腾现象；c．防止给水泵在低负荷时产生汽化；d．保持除氧器内的工作压力稳定。273）高压加热器的疏水，一般采用的连接方式是（b）。a．疏水泵打至加热器出口管道；b．疏水逐级自流，直至除氧器；c．疏水泵与疏水逐级自流两种方式。274）高压加热器应采用的疏水装置是（c）。a．U型水封管；b．浮子式疏水器；c．疏水调节阀。275）再热机组高压旁路的作用是（b）。a．保护过热器；b．保护再热器；c．回收工质消除噪音。276）下列哪个指标不能单独表征凝汽式电厂的热经济性（d）。a．全厂热效率；b．全厂标准煤耗率；c．全厂热耗率；d．全厂汽耗率。48
57277）在其它条件不变的情况下，使凝汽器压力降低的有（a）。a．增加循环水量；b．增加凝汽器热负荷；c．循环水进口水温升高；d．凝汽器漏空气量增加。278）下列造成再热器压损增大的原因有（b）。a．再热蒸汽管道管径大；b．再热蒸汽管道管径小；c．阀门少；d．弯头少。279）下列使加热器端差减小的是（c）。a．疏水水位过高；b．受热面结垢；c．传热系数增大；d．抽汽压力增加。280）当机组负荷骤升时，滑压运行的除氧器（c）。a．除氧效果变好；b．除氧效果不变；c．除氧效果变差；d．给水泵运行不安全。281）一般情况下，当机组容量达到（c）时，经常采用汽动给水泵。a．100MW；b．200MW；c．300MW；d．600MW。282）关于按热量法分配热电厂总热耗，下列说法错误的是（d）。a．没有考虑热能质量上的差别；b．好处归电；c．不能调动改进热功转化过程的积极性；d．有利于鼓励热用户降低用热参数。283）发电厂中可实现绝热膨胀的设备是（b）a．锅炉；b．汽轮机；c．水泵；d．凝汽器。284）我国燃煤火力发电厂的厂用电率，300MW以上的湿冷机组一般为（d）。a．2％左右；b．8%左右；c．10%以上；d．4％-6％。285）600MW的火力发电机组，其末级低压加热器一般布置在（b）。a．0米；b．凝汽器喉部；c．汽轮机运转层；d．除氧间。286）再热器减温水来自于（a）。a．给水泵中间抽头；b．给水泵入口；c．给水泵出口；d．凝结水泵出口。287）凝汽器漏空气量增加，会导致（c）。a．凝汽器压力降低；b．机组热经济性升高；c．空气分压力增加；d．凝结水过冷度降低。49
58288）关于按实际焓降法分配热电厂总热耗，下列说法错误的是（b）。a．供热部分没有分担热功转换过程中的冷源损失和不可逆损失；b．好处归电；c．考虑热能质上的差别；d．可鼓励热用户降低用热参数。289）不能提高理想朗肯循环热效率的是（d）。a．提高初温；b．工程范围内提高初压；c．降低排汽压力；d．增加排汽温度。290）大机组煤粉炉的热效率一般为（c）。a．80%以下；b．85%；c．90%-92%；d．98%以上。291）高加解列时，给水温度会（b）。a．升高；b．降低；c．不变；d．无法确定。292）给水再循环作用是（b）。a．保护除氧器；b．防止给水泵汽蚀；c．提高热经济性；d．提高除氧效果。293）热电厂对外供电、热之和与输入能量之比称为（a）。a．能量利用系数；b．热化发电率；c．热化系数；d．最佳热化系数。294）滑压除氧器热经济性高是因为（d）。a．给水泵耗功少；b．温升低于相邻的加热器；c．有利于提高除氧效果；d．温升与相邻的加热器几乎相同。295）在承受相同的压力温度下，金属管直径越大，（c）。a．管粗糙度越大；b．管粗糙度越小；c．管壁越厚；d．管壁越薄。296）下列不属于防止给水泵汽蚀的措施是（d）。a．设置前置泵；b．除氧器高位布置；c．减小除氧器下降管的压降；d．采用汽动给水泵代替电动给水泵。297）下列不属于三用阀的作用是（d）。a．启动调节阀；b．减压阀；c．安全阀；d．截止阀。50
59298）型号为N300-16.7/538/538的汽轮机是（b）。a．一次调整抽汽式汽轮机；b．凝汽式汽轮机；c．背压式汽轮机；d．工业用汽轮机。299）新蒸汽压力为15.69MPa～17.65MPa的汽轮机属于（c）。a．高压汽轮机；b．超高压汽轮机；c．亚临界汽轮机；d．超临界汽轮机。300）在其它条件不变的情况下，余速利用系数增加，级的轮周效率（a）。a．增大；b．降低；c．不变；d．无法确定。301）工作在湿蒸汽区的汽轮机的级，受水珠冲刷腐蚀最严重的部位是（a）。a．动叶顶部背弧处；b．动叶顶部内弧处；c．动叶根部背弧处；d．喷嘴背弧处。302）汽轮机中反动度为0.5的级被称为（d）。a．纯冲动级；b．带反动度的冲动级；c．复速级；d．反动级。303）下列（c）不属于叶栅损失。a．喷嘴损失；b．动叶损失；c．余速损失；d．叶高损失。304）在圆周速度相同的情况下，作功能力最大的级为（c）a．纯冲动级；b．带反动度的冲动级；c．复速级；d．反动级。305）在各自最佳速比下，轮周效率最高的级是（d）。a．纯冲动级；b．带反动度的冲动级；c．复速级；d．反动级。306）下列哪个措施可以减小叶高损失（a）。a．加长叶片；b．缩短叶片；c．加厚叶片；d．减薄叶片。307）下列哪种措施可以减小级的扇形损失。（c）a．采用部分进汽；b．采用去湿槽；c．采用扭叶片；d．采用复速级。308）纯冲动级内能量转换的特点是（b）。a．蒸汽只在动叶栅中进行膨胀；b．蒸汽仅对喷嘴施加冲动力；c．喷嘴进出口蒸汽压力相等；d．喷嘴理想焓降等于动叶理想焓降。309）评价汽轮机热功转换效率的指标为（c）。a．循环热效率；b．汽耗率；c．汽轮机相对内效率；d．汽轮机绝对内效率。51
60310）在多级汽轮机中重热系数越大，说明（a）。a．各级的损失越大；b．机械损失越大；c．轴封漏汽损失越大；d．排汽阻力损失越大。311）哪些指标可以用来评价不同类型汽轮发电机组的经济性？（a）a．热耗率；b．汽耗率；c．发电机效率；d．机械效率。312）在汽轮机的冲动级中，蒸汽的热能转变为动能是在（a）中完成。a．喷嘴；b．动叶片；c．静叶片；d．动叶片和静叶片。313）双列速度级由（a）组成。a．一列喷嘴、一列导叶、两列动叶；b．两列喷嘴、两列动叶；b．两列喷嘴、一列导叶、一列动叶；b．一列喷嘴、两列导叶、一列动叶。314）热力学中常用的状态参数有：温度、压力、比体积、焓、熵、（b）。a．功；b．内能；b．热量；b．热能。315）某机组是蒸汽参数为16.7MPa、537℃的汽轮发电机组，该机组属于（d）。a．高温中压机组；b．高温高压机组；c．高温超高压机组；d．高温亚临界机组。316）蒸汽在汽轮机中的流动可近似看做是（c）。a．等熵过程；b．等压过程；c．绝热过程；d．等温过程。317）超临界压力汽轮机的新蒸汽压力（b）MPa。a．>23.00；b．>22.16；c．>23.22；d．>24.00。318）汽轮机按照蒸汽的流程和热力特性可分为凝汽式、（c）、调节抽汽式、中间再热式等种类。a．冲动式；b．反动式；c．背压式；d．冲动一反动式。319）采用压力法滑参数启动时，要求主汽门前的蒸汽具有一定的压力和一定的过热度，其过热度应不小于（b）。a．30℃；b．50℃；c．60℃；d．80℃。320）汽轮机长期低负荷运行，会加速（a）叶片水蚀的发展。52
61a．末几级；b．中间级；c．调节级；d．所有级。321）蒸汽在喷嘴中膨胀，叙述错误的是（a）。a．压力逐渐升高；b．速度增加；c．比体积增加；d．焓值降低。322）为了提高汽轮机末级叶片的抗冲蚀能力，采用（c）措施的效果最佳。a．末几级动叶进汽边背弧处局部淬硬；b．表面镀铬；c．镶焊司太立合金；d．喷涂硬质合金。323）蒸汽在汽轮机内做功后以高于大气压的压力排出供给热用户使用的汽轮机称为（d）汽轮机。a．凝汽式；b．回热式；c．调节抽汽式；d．背压式。324）下列损失不属于级内损失的是（c）。a．喷嘴损失；b．余速损失；c．轴端漏汽损失；d．摩擦损失。325）为避免造成不必要的受热不均匀、振动等不利影响，大功率机组高、中压缸的进汽方式基本采用的都是（b）进汽方式。a．部分；b．全周；c．左右对称；d．上下对称。326）汽轮机的启动时间短，则（b）。a．能量损失大；b．能量损失小；c．热应力小；d．离心应力小。327）关于旁路系统的作用，下列描述不恰当的是（d）。a．加快启动速度，改善启动条件；b．甩负荷时保护再热器；c．回收工质，减少噪声；d．正常运行时，提高循环热效率。328）已知蒸汽压力p和温度t，该压力下，当t＞t饱时介质所处的状态是（c）。a．未饱和水；b．饱和水；c．过热蒸汽；d．湿蒸汽。329）火力发电厂的蒸汽参数一般指蒸汽的（d）。a．温度和比容；b．压力和焓；c．焓和温度；d．温度和压力。330）水在水泵中压缩升压，可看做是（b）。a．等温过程；b．绝热过程；c．等压过程；d．节流过程。331）在喷嘴调节、节流调节和滑压调节三种调节方式中，汽轮机金属温度变化最53
62大的是（d）。a．节流调节；b．滑压调节；c．a和b；d．喷嘴调节。332）汽轮机末级叶片受湿蒸汽冲蚀最严重的部位是（a）。a．叶顶进汽边背弧；b．叶顶进汽内弧；c．叶顶出汽边背弧；d．叶根出汽边背弧。333）给水泵都布置在除氧水箱的标高下一定的距离，这是为了（c）。a．增加给水泵出口扬程；b．利于凝结水除氧；c．防止给水泵汽蚀；d．布置方便。334）衡量汽轮机通流部分中能量转换完善程度的指标是（c）。a．绝对电效率；b．相对电效率；c．相对内效率；d．循环热效率。335）汽轮机各调节阀重叠度过小，会使调速系统的静态特性曲线（b）。a．局部速度变动率过小；b．局部速度变动率过大；c．上移过大；d．上移过小。336）喷嘴调节的汽轮机当各调节阀依次开启时，对应于第一调节阀后的喷嘴组所通过的流量（d）。a．一直在增加；b．第一阀开启时增加，全开后就维持不变；c．第一阀开启时增加，全开后先维持不变，然后又增加；d．第一阀开启时增加，全开后先维持不变，然后减少。337）凝结水的过冷度就是（a）温度与凝结水温度之差。a．凝汽器喉部压力对应的饱和；b．排汽；c．冷却水出口；d．凝汽器内压力对应饱和。338）（a）是燃气轮机三大部件之一，其作用是连续不断地从周围环境吸取空气并将其压缩后供给燃气轮机的燃烧室。a．压气机；b．燃烧室；c．透平；d．风机。339）要防止燃气轮机压气机（b），最根本的是要减小非设计工况下的冲角，最常54
63用的措施有中间放气、旋转导叶和分轴压气机等。a．失速；b．喘振；c．阻塞；d．振动。340）（b）是燃气轮机的三大部件之一，其作用是利用压气机送来的一部分高压空气使燃料燃烧，并将燃烧产物与其余的高压空气混合，形成均匀一致的高温高压燃气后送往透平。a．压气机；b．燃烧室；c．透平；d．风机。341）（c）是燃气轮机的三大部件之一，其作用是将来自燃烧室的燃气中的热能转化为机械功，带动压气机并向外界输出净功。a．压气机；b．燃烧室；c．透平；d．风机。342）当负荷降低时，燃气轮机的温比降低，压比降低，流量将（a）。a．略微增大；b．略微减小；c．不变；d．不一定。343）当环境温度升高时，保持燃气初温不变，燃气轮机流量（b），故燃气轮机出力（b）。a．升高，降低；b．降低，降低；c．不变，不变；d．不一定。344）当环境压力降低时，保持燃气初温不变，燃气轮机流量（b），效率不变，出力（b）。a．升高，降低；b．降低，降低；c．不变，不变；d．不一定。345）当压气机叶片积垢后，保持燃气初温不变，燃气轮机的压比降低，流量和效率（b），故燃气轮机出力（b）。a．升高，降低；b．降低，降低；c．不变，不变；d．不一定。346）当透平叶片积垢后，保持燃气初温不变，燃气轮机的压比升高，流量和效率（b），故燃气轮机出力（b）。a．升高，降低；b．降低，降低；c．不变，不变；d．不一定。347）常规余热锅炉型联合循环机组各组成设备中，（a）效率对联合循环的工作性能（效率）影响最大。a．燃气轮机；b．余热锅炉；c．蒸汽轮机；d．都不是。55
64348）当电动机的实际负载率（d）时，其功率因数和效率（d），出现“大马拉小车”的现象，需要考虑调换电动机或实施改造，使电动机在接近经济负载率情况下运行。a．较高，较高；b．较高，较低；c．较低，较高；d．较低，较低。349）只有使电动机实际负载率接近（c），才能达到最佳节能效果。a．50%；b．100%；c．综合经济负载率；d．经济负载率。350）输送相同功率时，（b）运行电压可以减小电流，从而（b）线路损耗。a．提高，提高；b．提高，降低；c．降低，提高；d．降低，降低。1.4综合应用题1）热力学第一定律及其实质是什么？答：热可以变为功，功也可以变为热。一定量的热消失时，必生成（产生）与之等量的功；同理，消耗一定量的功时，也将产生与之等量的热。热力学第一定律就是能量转换和守恒定律在热力学研究热现象时的具体应用。2）为什么饱和压力随饱和温度升高而升高？答：温度升高，分子的平均动能增大，从水中飞出的分子数目越多，因而使汽侧分子密度增大，同时温度升高蒸汽分子的平均运动速度也随着增加，这样就使得蒸汽分子对器壁的碰撞能力增强，其结果使得压力增大。所以说饱和压力随饱和温度升高而升高。3）火力发电厂的基本热力循环有哪几种？答：火力发电厂的最基本热力循环是朗肯循环，在朗肯循环的基础上发展出给水回热循环和蒸汽再热循环。4）提高朗肯循环热效率的有效途径有哪些？答：提高朗肯循环热效率的有效途径有：a）提高过热器出口蒸汽压力与温度。b）降低排汽压力（亦即工质膨胀终止时的压力）。c）改进热力循环方式，如采用中间再热循环、给水回热循环和供热循环等。5）什么叫燃料的发热量？如何确定燃料的发热量？56
65答：单位重量或单位体积的燃料完全燃烧时放出的热量称为发热量。发热量又分为高位发热量和低位发热量两种。高位发热量是指燃料最大可能发热量，它包括燃料燃烧后所生成的水蒸汽全部凝结成水所放出的凝结热。低位发热量是指燃料燃烧时实际放出的热量，即高位发热量减去燃料中水分的汽化潜热。6）什么叫做燃料的元素分析、工业分析？答：全面测定燃料的所有成份以及有关特性的燃料分析叫做元素分析。不测定碳氢氧氮硫五种元素而只测定燃料的水份、灰分、发热量等特性的燃料分析叫做工业分析。7）何谓正平衡效率？何谓反平衡效率？如何计算？答：分别如下：a）通过输入热量Qr和有效利用热量Q1求得锅炉的效率，叫做正平衡效率，计算公式为：η=[Q1/Qr×100]%b）通过各项热损失，求得锅炉的效率，叫做反平衡效率，计算公式：η=[100-（q2+q3+q4+q5+q6）]%8）锅炉主要的热损失有哪几种？哪种热损失最大？答：锅炉主要的热损失有：排烟热损失、化学未完全燃烧热损失、机械未完全燃烧热损失、散热损失、灰渣物理热损失，其中排烟热损失最大。9）什么是经济细度?如何确定经济细度?答：锅炉运行中，应综合考虑确定煤粉细度，把机械未完全燃烧热损失q4、磨煤电耗及金属磨耗qp+m都核算成统一的经济指标，它们之和为最小时所对应的煤粉细度，ZJ称经济细度或最佳细度R90。经济细度可通过试验绘制的曲线来确定。10）试述降低锅炉启动能耗的主要措施？答：降低锅炉启动能耗的主要措施有：a）锅炉进水完毕后即可投入底部蒸汽加热，加温炉水，预热炉墙，缩短启动时间。57
66b）正确利用启动系统，充分利用启动过程中的排汽热量，尽可能回收工质，减少汽水损失。c）加强运行人员的技术力量，提高启动质量，严格按照启动曲线启动。d）单元机组采用滑参数启动方式。e）加强燃烧调整，保证启动时的燃烧的完全和经济。f）合理技改，采用先进技术，如“少油点火燃烧器”、“富集型”，“开缝纯体”燃烧器等。11）自然循环锅炉有何优点？答：自然循环锅炉的优点有：a）可以在运行状态对炉水进行定期排污和连续排污以保证炉水品质，对给水品质要求不太高。b）由于配备有汽水容积较大的汽包，故蓄热能力大，对外界负荷与压力的扰动（外扰）不太敏感，自动化程度要求相对较低。c）蒸发受热面的循环阻力不需给水泵来克服，因此给水泵电耗较小，与强制循环锅炉相比，不需要在高温条件下工作的循环泵，工作较可靠。12）什么是滑参数启动?答：滑参数启动是锅炉、汽轮机的联合启动，或称整套启动。它是将锅炉的升压过程与汽轮机的暖管、暖机、冲转、升速、并网、带负荷平行进行的启动方式。启动过程中，随着锅炉参数的逐渐升高，汽轮机负荷也逐渐增加，待锅炉出口蒸汽参数达到额定值时，汽轮机也达到额定负荷或预定负荷，锅炉、汽轮机同时完成启动过程。13）汽包锅炉启动前上水的时间和温度有何规定?为什么?答：锅炉启动前的进水速度不宜过快，一般冬季不少于4h，其它季节2～3h，进水初期尤应缓慢。冷态锅炉的进水温度一般在50～90℃，以使进入汽包的给水温度与汽包壁温度的差值不大于40℃。未完全冷却的锅炉，进水温度可比照汽包壁温，一般差值应控制在40℃以内，否则应减缓进水速度。原因主要有：a）由于汽包壁较厚，膨胀缓慢，而连接在汽包壁上的管子壁较薄，膨胀较快。若58
67进水温度过高或进水速度过快，将会造成膨胀不均，使焊口发生裂纹，造成设备损坏。b）当给水进入汽包时，总是先与汽包下半壁接触，若给水温度与汽包壁温差值过大，进水时速度又快，汽包的上下壁，内外壁将产生较大的膨胀差，给汽包造成较大的附加应力，引起汽包变形，严重时产生裂纹。14）锅炉启动过程中防止汽包壁温差过大的主要措施有哪些？答：锅炉启动过程中防止汽包壁温差过大的措施有：a）及早地投入蒸汽推动装置，延长加热时间，尽可能提高炉水温度。按锅炉升压曲线严格控制升压速度，尤其是低压阶段的升压速度应力求缓慢，这是防止汽包上下壁温差过大的重要和根本措施，加热速度应控制炉水饱和温度升温率28—56℃/h，饱和蒸汽温度上升速度不应超过1.5℃/min。b）升压初期汽压的上升要稳定，尽量不要使汽压波动太大。c）加强水冷壁放水，油枪、燃烧器对称投入使炉膛受热均匀，促进水循环。d）尽量提高给水温度。e）采用滑参数启动。15）点火后，锅炉燃烧方面应重点注意什么？答：点火后锅炉燃烧方面应重点注意以下方面：a）调节配风，逐步调节油、风比例适度。b）就地观察炉膛火焰亮度，及烟囱冒烟情况，如果油枪雾化不好，油量太多，或油枪喷射火焰太短，应检查油枪是否堵塞或雾化片有问题，查明原因及时处理。c）为使锅炉受热均匀，应定期调换对角油枪。d）按升温升压曲线要求，适当调整油量或增投油枪个数。e）经常检查燃油系统有无漏油，防止火灾事故的发生。f）一般过热器后烟温达350℃，热风温度150℃以上时可投入煤粉燃烧器，但要注意防止汽温上升过快。g）如发生灭火，严禁采取“爆燃法”点火，应以不低于25%额定风量下通风吹扫5分钟且检查无异常后方可重新点火。59
6816）煤粉水分过高、过低有何不良影响？答：煤粉水分过高时，使煤粉在炉内的点火困难；同时由于煤粉水分过高影响煤粉的流动性，会使供粉量的均匀性变差，在煤粉仓中还会出现结块、“搭桥”现象，影响正常供粉。煤粉水分过高，不仅会降低煤粉燃烧温度，产生的水蒸汽将会造成引风机电耗和排烟热损失的增加及预热器的低温腐蚀。煤粉水分过低时，产生煤粉自流的可能性增大；对于挥发分高的煤，引起自燃爆炸的可能性也增大。17）锅炉启动过程中如何防止蒸汽温度突降？答：锅炉启动过程中防止蒸汽温度突降的措施有：a）锅炉启动过程中要根据工况的改变，分析蒸汽温度的变化趋势，应特别注意对过热器中间点及再热蒸汽减温后温度监视，尽量使调整工作恰当的做在蒸汽温度变化之前；b）一级减温水一般不投，即使投入也要慎重，二级减温水不投或少投，视各段壁温和汽温情况配合调整，控制各段壁温和蒸汽温度在规定范围内，防止大开减温水，使汽温骤降；c）防止汽机调门开得过快，进汽量突然大增，使汽温骤降；d）汽包炉还要控制汽包水位在正常范围内，防止水位过高造成汽温骤降；e）燃烧调整上力求平稳、均匀，以防引起汽温骤降，确保设备安全经济运行。18）简述直流锅炉的工作原理？答：直流锅炉没有汽包，整个锅炉是由许多并联管子用联箱连接串连而成。在给水泵的压头作用下，工质按序一次通过加热、蒸发和过热受热面产生蒸汽。由于直流锅炉没有汽包，所以其加热、蒸发和过热三个区间没有固定的分界点。19）什么是启动流量？启动流量的大小对启动过程有何影响?答：直流锅炉、低循环倍率锅炉和复合循环锅炉启动时，为保证蒸发受热面良好冷却所必须建立的给水流量（包括再循环流量），称启动流量。直流锅炉一点火，就要需要有一定量的工质强迫流过蒸发受热面，以保证受热面60
69得到可靠的冷却。启动流量的大小，对启动过程的安全性、经济性均有直接影响。启动流量越大，流经受热面的工质流速较高，这除了保证有良好的冷却效果外，对水动力的稳定性和防止出现汽水分层流动都有好处。但启动流量过大，将使启动时的容量增大。启动流量过小，又使受热面的冷却和水动力的稳定性难以保证。确定启动流量的原则是：在保证受热面可靠冷却和工质流动稳定的前提下，启动流量应尽可能小一些。一般启动流量约为锅炉额定蒸发量的25%～30%。20）提高直流炉水动力稳定性的方法有哪些？答：提高直流炉水动力稳定性的方法有：a）提高质量流速；b）提高启动压力；c）采用节流圈；d）减小入口工质欠焓；e）减小热偏差；f）控制下辐射区水冷壁出口温度。21）试述如何进行锅炉的风量的调整？答：及时调整送、引风机风量，维持炉膛压力正常；炉膛出口的过量空气系数，应根据不同燃料的燃烧试验确定，保证最佳过量空气系数；各部漏风率符合设计要求。值班人员应确知炉前燃料的种类及其主要成分（挥发分、水分、灰分、燃油粘度）、发热量和灰熔点等，不同燃料通过调整试验确定合理的一、二、三次风率、风速、风压，达到配风要求，组织炉内良好的燃烧工况。当锅炉增加负荷时，应先增加风量，随之增加燃料量；反之，锅炉减负荷时应先减少燃料量，后减少风量，并加强风量和燃料量的协调配合。22）配有直吹式制粉系统的锅炉如何调整燃料量?答：增加负荷时应先增加引风量，再增加送风量，最后增加燃料量；降负荷时相反。若锅炉负荷变化不大，则可通过调节运行的制粉系统出力来解决。当锅炉负荷增加，应先开启磨煤机的进口风量挡板，增加磨煤机的通风量，以利用磨煤机内的存粉61
70作为增加负荷开始时的缓冲调节；然后再增加给煤量，同时相应地开大二次风门。反之当锅炉负荷降低时，则减少磨煤机的给煤量和通风量及二次风量，必要时投油助燃。负荷变化较大时，通过启、停制粉系统的方式满足负荷要求。23）试述运行中锅炉受热面超温的主要原因?答：运行中锅炉受热面超温的主要原因有：运行中如果出现燃烧控制不当、火焰上移、炉膛出口烟温高或炉内热负荷偏差大、风量不足燃烧不完全引起烟道二次燃烧、局部积灰、结焦、减温水投停不当、启停及事故处理不当等情况都会造成受热面超温。24）运行中防止受热面超温的主要措施?答：运行中防止受热面超温的主要措施有：a）要严格按运行规程规定操作，锅炉启停时应严格按启停曲线进行，控制锅炉参数和各受热面管壁温度在允许范围内，并严密监视及时调整，同时注意汽包、各联箱和水冷壁膨胀是否正常。b）要提高自动投入率，完善热工表计，灭火保护应投入闭环运行，并执行定期校验制度。严密监视锅炉蒸汽参数、流量及水位，主要指标要求压红线运行，防止超温超压、满水或缺水事故发生。c）应了解近期内锅炉燃用煤质情况，做好锅炉燃烧的调整，防止汽流偏斜，注意控制煤粉细度，合理用风，防止结焦，减少热偏差，防止锅炉尾部再燃烧。加强吹灰和吹灰器的管理，防止受热面严重积灰，也要注意防止吹灰器漏水、漏汽和吹坏受热面管子。d）注意过热器、再热器管壁温度监视，在运行上尽量避免超温。保证锅炉给水品质正常及运行中汽水品质合格。25）锅炉运行调节的主要任务是什么?答：锅炉运行调节的主要任务是：a）使锅炉蒸发量随时适应外界负荷的需要。b）根据负荷需要均衡给水。对于汽包锅炉，要维持正常的汽包水位±50mm。c）保证蒸汽压力、温度在正常范围内。对于变压运行机组，则应按照负荷变化62
71的需要，适时地改变蒸汽压力。d）保证合格的蒸汽品质。e）合理地调节燃烧，设法减小各项热损失，以提高锅炉的热效率。f）合理调度、调节各辅助机械的运行，努力降低厂用电量的消耗。26）影响锅炉受热面积灰的因素有哪些？答：影响锅炉受热面积灰的因素有：a）受热面温度的影响。当受热面温度太低时，烟气中的水蒸汽或硫酸蒸汽在受热面上发生凝结，将会使飞灰粘在受热面上。b）烟气流速的影响。如果烟气流速过低，很容易发生受热面堵灰，但流速过高，受热面磨损严重。c）飞灰颗粒大小的影响。飞灰颗粒越小，则相对表面积越大，也就越容易被吸附到金属表面上。d）气流工况和管子排列方式的影响。当速度增加，错列管束气流扰动大，管子上的松散积灰易被吹走，错列管子纵向节距越小，气流扰动大，气流冲刷作用越强，管子积灰也就越少，相反，顺列管束中，除第一排管子外，均会发生严重积灰。27）防止锅炉炉膛爆炸事故发生的措施有哪些？答：防止锅炉炉膛爆炸事故发生的措施有：a）加强配煤管理和煤质分析，并及时做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。b）加强燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。c）当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投油助燃。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。d）加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，确保装置可靠动作；严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应做好安全措施。热工仪表、保护、给粉63
72控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。e）加强设备检修管理，减少炉膛严重漏风、防止煤粉自流、堵煤；加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。f）防止严重结焦，加强锅炉吹灰。28）为什么锅炉在运行中应经常监视排烟温度的变化？锅炉排烟温度升高一般是什么原因造成的？答：锅炉在运行中应经常监视排烟温度的变化的原因是：排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般为送入热量的6%左右；排烟温度每增加12～15℃，排烟热损失增加1%，；同时排烟温度可反映锅炉的运行情况，所以排烟温度应是锅炉运行中最重要的指标之一，必须重点监视。使排烟温度升高的因素如下：a）受热面结垢、积灰、结渣。b）过剩空气系数过大。c）漏风系数过大。d）燃料中的水分增加。e）锅炉负荷增加。f）燃料品种变差。g）制粉系统的运行方式不合理。h）尾部烟道二次燃烧。29）受热面积灰有什么危害？答：灰的导热系数小，在锅炉受热面上发生积灰，将会大大影响锅炉受热面的传热，从而使锅炉效率降低。当烟道截面积的对流受热面上发生积灰时，会使通道截面减小，增加流通阻力，使吸风机出力不足，降低运行负荷，严重时还会堵塞尾部烟道，甚至被迫停炉检修；由于积灰使烟气温度升高，还可能影响后部受热面的运行安全。30）锅炉吹灰的目的、要求及注意事项有哪些？答：锅炉吹灰是为了清除锅炉受热面的积灰，防止结渣，保持受热面清洁，使之64
73具有良好的传热性能，提高锅炉安全、经济运行水平。从新机组投入运行起须根据实际情况定期对受热面进行吹灰，视煤种、汽温及受热面积灰和结焦情况合理安排和调整吹灰次数，停炉前应全面吹灰一次。锅炉吹灰的注意事项有：a）锅炉受热面吹灰工作应在燃烧稳定的工况下进行。b）为保证吹灰效果，锅炉吹灰顺序应从炉膛开始，顺烟气流动的方向直至尾部，并对称进行。c）锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。d）锅炉在投油期间空预器应连续吹灰；停炉前必须进行回转式空气预热器吹灰。e）在锅炉负荷低于规定值、燃烧不稳定及炉膛负压波动较大时，锅炉不宜进行吹灰。f）在吹灰进行前，应对吹灰器管路进行疏水和暖管。g）发现吹灰器故障时，应立即退出运行并及时消除缺陷。h）应加强吹灰器运行、维护管理，保证吹灰器投入率，不允许长期搁置不用。31）锅炉尾部烟道二次燃烧的原因有哪些？答：锅炉尾部烟道二次燃烧的原因主要有：a）燃烧过程中调整不当，风量过小，煤粉过粗，油枪雾化不好，使未燃尽的可燃物在后部受热面沉积燃烧；b）点火初期，低负荷运行及停炉过程中，炉温低，风、粉、油配比不当，造成大量可燃物沉积在尾部烟道内；c）点火初期或低负荷运行时，制粉系统的三次风内含煤粉，吹入炉膛，炉温低，煤粉不能完全燃尽，可能积在尾部受热面内；d）灭火后未及时停止燃料，点火前通风量不足25%，时间不足5分钟，可能造成可燃物沉积在尾部烟道内。32）如何防止锅炉受热面的高温腐蚀?答：锅炉受热面高温腐蚀的防止措施主要有：65
74a）提高金属的抗腐蚀能力。b）组织好燃烧，在炉内创造良好的燃烧条件，保证燃料迅速着火，及时燃尽，特别是防止一次风冲刷壁面；使未燃尽的煤粉尽可能不在结渣面上停留；合理配风，防止壁面附近出现还原气体等。c）降低燃料中的含硫量。d）确定合适的煤粉细度。e）控制管壁温度。33）如何防止锅炉受热面的低温腐蚀?答：防止锅炉受热面低温腐蚀的方法主要有：a）燃料脱硫；b）提高预热器入口空气温度；c）采用燃烧时的高温低氧方式；d）采用耐腐蚀的玻璃、陶瓷等材料制成的空气预热器；e）把空气预热器的“冷端”的第一个流程与其它流程分开。34）锅炉结焦的原因是什么？答：锅炉结焦的主要原因是：a）灰的性质：灰的熔点越高，则越不容易结焦，反之熔点越低越容易结焦。b）周围介质的成分：在燃烧过程中，由于供风不足或燃料与空气混合不良，使燃料达不到完全燃烧，未完全燃烧将产生还原性气体，灰的熔点大大降低。c）运行操作不当：由于燃烧调整不当使炉膛火焰发生偏斜；一、二次风配合不合理，一次风速高，煤粒没有完全燃烧而在高温软化状态粘附在受热面上继续燃烧，而形成恶性循环。d）炉膛容积热负荷过大：由于炉膛设计不合理或锅炉不适当的超出力，而造成炉膛容积热负荷过大，炉膛温度过高，造成结焦。e）吹灰、除焦不及时，当炉膛受热面积灰过多，清理不及时或发现结焦后没及时清除，都会造成受热面壁温升高，使受热面严重结焦。66
7535）锅炉结焦的危害有哪些？答：锅炉结焦的危害有：a）受热面结焦后，会使传热恶化、排烟温度升高、机械未完全燃烧热损失及化学未完全燃烧热损失增大，使锅炉热效率下降；同时使锅炉通风阻力增大，厂用电量上升。b）水冷壁结焦后，会使蒸发量下降，炉膛出口烟温升高，管壁温度升高，通风阻力增大，可能会影响锅炉出力。c）结焦后可能引起管壁超温、热偏差增大，焦块掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，堵塞排渣口，严重时引起燃烧不稳定甚至灭火，影响锅炉的运行安全性。36）汽包的作用是什么？答：汽包的作用是：a）汽包将水冷壁、下降管、过热器及省煤器等各种直径不等、根数不同、用途不一的管子有机地连接在一起。是锅炉加热、蒸发和过热三过程的中枢。b）将水冷壁来的汽水混合物进行汽水分离，分离出来的蒸汽进入过热器，水进入汽包下部水容积进行再次循环。c）汽包储存有一定数量的水和热，在运行工况变化时可起一定的缓冲作用，从而稳定运行工况。d）汽包里的连续排污装置能保持炉水品质合格，清洗装置可以用给水清洗掉溶解在蒸汽中的盐，从而保证蒸汽品质。汽包中的加药装置可防止蒸发受热面结垢。e）汽包上装有安全阀、水位计、压力表等安全附件，确保锅炉安全运行。37）影响锅炉蒸汽带水的主要因素有哪些？答：影响锅炉蒸汽带水的主要因素为锅炉负荷、蒸汽压力、蒸汽空间高度和锅水含盐量。锅炉负荷增加时，蒸汽量增加，蒸汽速度增加，使蒸汽携带水滴的直径和数量都将增大，因而蒸汽温度增加，蒸汽品质随之恶化。蒸汽压力升高，汽水重度差减小，使汽水分离困难；蒸汽压力降低时，相应的饱67
76和温度降低，汽包中汽泡增多，水位升高，蒸汽带水量增大，蒸汽品质恶化。蒸汽空间高度小，汽水分离困难。锅水含盐量增大时都使蒸汽带水量增大。38）直流锅炉启动前为何需进行循环清洗?答：直流锅炉运行时没有排污，给水中的杂质除少部分随蒸汽带出外，其余将沉积在受热面上；另外，机组停用时，受热面内部还会因腐蚀而生成少量氧化铁。为清除这些污垢，直流锅炉在点火前要用温度约为104℃的除氧水进行循环清洗。39）直流锅炉启动前如何进行循环清洗?答：首先清洗给水泵前的低压系统，清洗流程为：凝汽器→凝结水泵→除盐装置→轴封加热器→凝结水升压泵→低压加热器→除氧器→凝汽器。当水质合格后，再清洗高压系统，其清洗流程为：凝汽器→凝结水泵→除盐装置→凝结水升压泵→轴封加热器→低压加热器→除氧器→给水泵→高压加热器→锅炉→启动分离器→凝汽器。40）为什么省煤器要装再循环管?答：省煤器装再循环管的目的是为了保护省煤器的安全。因为锅炉点火，停炉或其它原因停止给水时，省煤器内的水不流动就得不到冷却，会使管壁超温而损坏，当给水中断时，开启再循环门，就在再循环管-省煤器-汽包-再循环管之间形成循环回路，使省煤器管壁得到不断的冷却。41）为什么再热汽温调节一般不使用喷水减温？答：使用喷水减温将使机组的热效率降低。这是因为，使用喷水减温，将使中低压缸工质流量增加。这些蒸汽仅在中低压缸做功，就整个回热系统而言，限制了高压缸的做功能力。而且在原来热循环效率越高的情况下，如增加喷水量，则循环效率降低就越多。42）试述燃料性质对锅炉汽温的影响？答：燃料性质对锅炉汽温的影响如下：a）燃用发热量较低且灰分、水分含量高的煤种时，相同的蒸发量所需燃料量增加，同时煤中水分和灰分吸收了炉内热量，使炉温降低，辐射传热减少。68
77b）水分和灰分的增加增大了烟气容积，抬高了火焰中心，使对流传热量增大，出口汽温升高、减温水量增大。c）煤粉变粗时，煤粉在炉内燃尽的时间增加，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，对流过热器吸热量增加，蒸汽温度升高。43）简述锅炉烧劣质煤时应采取的稳燃措施？答：锅炉烧劣质煤时应采取的稳燃措施如下：a）控制一次风量，适当降低一次风速，提高一次风温；b）合理使用二次风，控制适当的过量空气系数；c）根据燃煤情况，适当提高磨煤机出口温度及煤粉细度，控制制粉系统的台数；d）尽可能提高给粉机或给煤机转速，燃烧器集中使用，保证一定的煤粉浓度；e）避免低负荷运行，低负荷运行时，可采用滑压方式，控制好负荷变化率；f）燃烧恶化时及时投油助燃；g）采用新型稳燃燃烧器。44）为什么对流过热器的汽温随负荷的增加而升高？答：在对流过热器中，烟气与管壁外的换热方式主要是对流换热，对流换热不仅与烟气的温度，而且与烟气的流速有关。当锅炉负荷增加时，燃料量增加烟气量增多，通过过热器的烟气流速相应增加，因而提高了烟气侧的对流放热系数；同时，当锅炉负荷增加时，炉膛出口烟气温度也升高，从而提高了过热器平均温差。虽然流经过热器的蒸汽流量随锅炉负荷的增加而增加，其吸热量也增多；但是，由于传热系数和平均温差同时增大，使过热器传热量的增加大于蒸汽流量增加而要增加的吸热量。因此，单位蒸汽所获得的热量相对增多，出口汽温也就相对升高。45）怎样调整再热汽温?答：调整再热汽温的方法如下：a）烟气挡板调节。b）烟气再循环调节。c）摆动式燃烧器。69
78d）再热喷水减温调节。除了上述几种再热蒸汽调整方法以外，还有几种常用的方法，如：调整上下层给粉机的出力、调整上下层二次风量、汽-汽热交换器、蒸汽旁路、双炉体差别燃烧等。总之，再热蒸汽的调节方法是很多的，不管采用哪种方法进行调节，都必须做到既能迅速稳定汽温，又能尽量提高机组的经济性。46）造成锅炉受热面热偏差的基本原因是什么?答：造成锅炉受热面热偏差的原因是吸热不均、结构不均、流量不均。受热面结构不一致，对吸热量、流量均有影响，所以，通常把产生热偏差的主要原因归结为吸热不均和流量不均两个方面。47）漏风对锅炉运行的经济性和安全性有何影响?答：不同部位的漏风对锅炉运行造成的危害不完全相同。但不管什么部位的漏风，都会使气体体积增大，使排烟热损失升高，使吸风机电耗增大。如果漏风严重，吸风机已开到最大还不能维持规定的负压（炉膛、烟道），被迫减小送风量时，会使不完全燃烧热损失增大，结渣可能性加剧，甚至不得不限制锅炉出力。炉膛下部及燃烧器附近漏风可能影响燃料的着火与燃烧。由于炉膛温度下降，炉内辐射传热量减小，并降低炉膛出口烟温。炉膛上部漏风，虽然对燃烧和炉内传热影响不大，但是炉膛出口烟温下降，对漏风点以后的受热面的传热量将会减少。对流烟道漏风将降低漏风点的烟温及以后受热面的传热温差，因而减小漏风点以后受热面的吸热量。由于吸热量减小，烟气经过更多受热面之后，烟温将达到或超过原有温度水平，会使排烟热损失明显上升。综上所述，炉膛漏风要比烟道漏风危害大，烟道漏风的部位越靠前，其危害越大。空气预热器以后的烟道漏风，只使吸风机电耗增大。48）为什么采用蒸汽中间再热循环能提高电厂的经济性?答：因为提高蒸汽初参数，就能够提高发电厂的热效率。而提高蒸汽初压时，如果不采用蒸汽中间再热，那么要保证蒸汽膨胀到最后、湿度在汽轮机末级叶片允许的限度以内，就需要同时提高蒸汽的初温度。但是提高蒸汽的初温度受到锅炉过热器、70
79汽轮机高压部件和主蒸汽管道等钢材强度的限制。所以如降低终湿度，就必须采用中间再热。由此可见，采用了中间再热，实际上为进一步提高蒸汽初压力的可能性创造了条件，而不必担心蒸汽的终湿度会超出允许限度。因此采用中间再热能提高电厂的热经济性。49）凝汽式发电厂生产过程中存在哪些损失，分别用哪些效率表示?答：凝汽式发电厂生产过程中存在的损失有：a）锅炉设备中的热损失。表示锅炉设备中的热损失程度或表示锅炉完善程度，用锅炉效率来表示，符号为ηgl。b）管道热损失。用管道效率来表示，符号为ηgd。c）汽轮机中的热损失。汽轮机各项热损失是用汽轮机相对效率ηni来表示。d）汽轮机的机械损失。用汽轮机的机械效率来表示，符号为ηj。e）发电机的损失。用发电机效率ηd来表示。f）蒸汽在凝汽器的放热损失。此项损失与理想热力循环的形式及初参数、终参数有关，用理想循环热效率ηr来表示。50）运行中影响锅炉燃烧经济性的因素有哪些?答：运行中影响锅炉燃烧经济性的因素有：a）燃料质量变差，如挥发分下降，水分、灰分增大，使燃料着火及燃烧稳定性变差，燃烧完全程度下降。b）煤粉细度变粗，均匀度下降。c）风量及配风比不合理，如过量空气系数过大或过小，一、二次风风率或风速配合不适当，一、二次风混合不及时。d）燃烧器出口结渣或烧坏，造成气流偏斜，从而引起燃烧不完全。e）炉膛及制粉系统漏风量大，导致炉膛温度下降，影响燃料的安全燃烧。f）锅炉负荷过高或过低。负荷过高时，燃料在炉内停留的时间缩短；负荷过低时，炉温下降，配风工况也不理想，都影响燃料的完全燃烧。g）制粉系统中旋风分离器堵塞，三次风携带煤粉量增多，不完全燃烧损失增大。71
80h）给粉机工作失常，下粉量不均匀。51）论述降低火电厂汽水损失的途径？答：火力发电厂中存在着蒸汽和凝结水的损失，简称汽水损失。汽水损失是全厂性的技术经济指标。它主要是指阀门、管道泄漏、疏水、排汽等损失。降低汽水损失的措施主要有：a）提高检修质量，加强堵漏、消漏，压力管道的连续尽量采用焊接，以减少泄漏。b）采用完善的疏水系统，按疏水品质分级回收。c）减少主机、辅机的启停次数，减少启停中的汽水损失。d）减少凝汽器的泄漏，提高给水品质，降低排污量。52）降低锅炉排烟损失应采取哪些措施？答：降低排烟热损失应采取如下措施：a）控制合理的过剩空气系数；b）减少炉膛和烟道各处漏风；c）制粉系统运行中尽量少用冷风和消除漏风；d）应及时吹灰、除焦，保持各受热面、尤其是空气预热器受热面清洁，以降低排烟温度；e）送风进风应尽可能采用炉顶处热风或尾部受热面夹皮墙内的热风。53）降低锅炉机械不完全燃烧热损失应采取哪些措施？答：降低机械不完全燃烧热损失应采取如下措施：a）应控制合理的过剩空气系数；b）保持合格的煤粉细度；c）炉膛容积和高度合理，燃烧器结构性能良好，并布置适当；d）一、二次风速调整合理，适当提高二次风速，以强化燃烧；e）炉内空气动力场工况良好，火焰能充满炉膛。54）从运行角度看，降低供电煤耗的措施主要有哪些？72
81答：从运行角度降低供电煤耗的措施主要有：a）运行人员应加强运行调整，保证蒸汽压力、温度和再热器温度，凝汽器真空等参数在规定范围内。b）保持最小的凝结水过冷度。c）充分利用加热设备和提高加热设备的效率，提高给水温度。d）降低锅炉的各项热损失，例如调整氧量、煤粉细度向最佳值靠近、回收可利用的各种疏水，控制排污量等。e）降低辅机电耗，例如及时调整泵与风机运行方式，适时切换高低速泵，中储式制粉系统在最大经济出力下运行，合理用水，降低各种水泵电耗等。f）降低点火及助燃用油，采用较先进的点火技术，根据煤质特点，尽早投入主燃烧器等。g）合理分配全厂各机组负荷。h）确定合理的机组启停方式和正常运行方式。55）锅炉效率与锅炉负荷间的变化关系如何？答：在较低负荷下，锅炉效率随负荷增加而提高，达到某一负荷时，锅炉效率为最高值，此为经济负荷，超过该负荷后，锅炉效率随负荷升高而降低。这是因为在较低负荷下当锅炉负荷增加时，燃料量风量增加，排烟温度升高，造成排烟损失q2增大；另外锅炉负荷增加时，炉膛温度也升高，提高了燃烧效率，使化学不完全燃烧损失q3和机械不完全燃烧损失q4及炉膛散热损失q5减小，在经济负荷以下时q3+q4+q5热损失的减小值大于q2的增加值，故锅炉效率提高。当锅炉负荷增大到经济负荷时q2+q3+q4+q5热损失达最小锅炉效率提高。超过经济负荷以后会使燃料在炉内停留的时间过短，没有足够的时间燃尽就被带出炉膛，造成q3+q4热损失增大，排烟损失q2总是增大，锅炉效率也会降低。56）汽机高加解列对锅炉有何影响？答：汽机高加解列对锅炉有如下影响：a）给水温度降低，炉膛的水冷壁吸热量增加，在燃料量不变的情况下使炉膛温73
82度降低，燃料的着火点推迟，火焰中心上移，辐射吸热量减少；若维持锅炉的蒸发量不变，则锅炉的燃料量必须增加；引起炉膛出口烟气温度升高，汽温升高。同时在电负荷一定的情况下，汽机抽汽量减少，中低压缸做功增大，减少了高压缸做功，造成主蒸汽流量减少，对管壁的冷却能力下降，进一步造成汽温升高；同时因高压缸抽汽量的减少，致使再热器进出口压力上升，从而限制了机组的负荷，一般规定高加解列汽机出力不大于额定出力的90％。b）给水温度降低，使尾部省煤器受热面吸热增加，排烟温度降低，容易造成受热面的低温腐蚀。57）空气预热器的腐蚀与积灰是如何形成的?答：由于空气预热器处于锅炉内烟温最低区，特别是空气预热器的冷端，空气的温度最低，烟气温度也最低，受热面壁温最低，因而最易产生腐蚀和积灰。当燃用含硫量较高的燃料时，生成SO2和SO3气体，与烟气中的水蒸汽生成亚硫酸或硫酸蒸汽，在排烟温度低到使受热面壁温低于酸蒸汽露点时，硫酸蒸汽便凝结在受热面上，对金属壁面产生严重腐蚀，称为低温腐蚀。同时，空气预热器除正常积存部分灰分外，酸液体也会粘结烟气中的灰分，越积越多，易产生堵灰。因此，受热面的低温腐蚀和积灰是相互促进的。58）空气预热器的腐蚀与积灰有何危害?答：回转式空气预热器受热面发生低温腐蚀时，不仅使传热元件的金属被锈蚀掉造成漏风增大，而且还因其表面粗糙不平和具有粘性产物使飞灰发生粘结，由于被腐蚀的表面覆盖着这些低温粘结灰及疏松的腐蚀产物而使通流截面减小，引起烟气及空气之间的传热恶化，导致排烟温度升高，空气预热不足及送、吸风机电耗增大。若腐蚀情况严重，则需停炉检修，更换受热面，这样不仅要增加检修的工作量，降低锅炉的可用率，还会增加金属和资金的消耗。59）什么是风机的“抢风”现象？如何防止？答：当两台具有相同马鞍形状性能曲线的轴流风机并联运行时，有时会出现一台风机流量很大而另一台风机流量很小的现象，若稍加调节则情况可能刚好相反，原来74
83流量大的反而变小，流量小的反而变大。如此反复地交换，使之不能正常并联运行，这种现象称为“抢风”。“抢风”属于风机并联运行的不稳定工况，会引起风机振动，电流摆动大，甚至导致电动机过电流而损坏。可采取以下措施防止“抢风”：a）在低负荷运行时单台风机运行，当一台风机不能满足需要时，再启动第二台并联运行；b）采用动叶调节；c）在发生“抢风”时，应开启排风门、再循环调节阀、转动动叶等以增大流量。60）轴流风机喘振有何危害?答：当风机发生喘振时，风机的流量周期性的反复，并在很大范围内变化，表现为零甚至出现负值。风机流量的这种正负剧烈的波动，将发生气流的猛烈撞击，使风机本身产生剧烈振动，同时风机工作的噪声加剧。特别是大容量的高压头风机产生喘振时的危害很大，可能导致设备和轴承的损坏、造成事故，直接影响锅炉的安全运行。61）如何防止轴流风机喘振?答：为防止风机喘振，可采用如下措施：a）保持风机在稳定区域工作。因此应选择p—Q特性曲线没有驼峰的风机；如果风机的性能曲线有驼峰，应使风机一直保持在稳定区工作。b）采用再循环。使一部分排出的气体再引回风机入口，不使风机流量过小而处于不稳定区工作。c）加装放气阀。当输送流量小于或接近喘振的临界流量时，开启放气阀，放掉部分气体，降低管系压力，避免喘振。d）采用适当调节方法，改变风机本身的流量。如采用改变转速、叶片的安装角等办法，避免风机的工作点落入喘振区。e）当二台风机并联运行时，应尽量调节其出力平衡，防止偏差过大。62）新安装的锅炉在启动前应进行哪些工作?答：新安装的锅炉在启动前应进行的工作有：75
84a）水压试验（超压试验），检验承压部件的严密性。b）辅机试转及各电动门、风门的校验。c）烘炉。除去炉墙的水分及锅炉管内积水。d）煮炉与酸洗。用碱液清除蒸发系统受热面内的油脂、铁锈、氧化层和其它腐蚀产物及水垢等沉积物。e）炉膛空气动力场及漏风试验。f）吹管。用锅炉自生蒸汽冲除一、二次汽管道内杂渣。g）校验安全门等。h）锅炉联锁保护装置试验。63）锅炉燃烧调整试验的目的和内容是什么?答：为了保证锅炉燃烧稳定和安全经济运行，凡新投产或大修后的锅炉，以及燃料品种、燃烧设备、炉膛结构等有较大变动时，均应通过燃烧调整试验，确定最合理、经济的运行方式和参数控制要求，为锅炉的安全运行、经济调度、自动控制及运行调整和事故处理提供必要的依据。锅炉燃烧调整试验一般包括：a）炉膛冷态空气动力场试验。b）锅炉负荷特性试验，一般为100%、75%～80%、最低稳燃负荷等工况。c）风量分配试验，各层二次风挡板开度，一般为均匀形、宝塔形和倒宝塔形等工况。d）最佳过剩空气系数试验，一般为α=1.1、1.2、1.3等工况。e）经济煤粉细度试验。f）燃烧器的负荷调节范围及合理组合方式试验。g）一次风管阻力调平试验。h）按照上述基本内容再进行组合，最后根据结果得出最佳运行工况。64）强制循环锅炉有哪些特点？答：强制循环锅炉有如下特点：76
85a）由于装有强制循环泵，其循环推动力比自然循环大好几倍可达0.25~0.5MPa，因此可采用小直径的水冷壁管，使管壁减薄，节约金属。b）循环倍率降低，可以采用蒸汽负荷较高、旋转强度较大的涡轮式汽水分离装置，以减少分离装置的数量和尺寸，从而可采用较小直径的汽包。c）蒸发受热面中可保持足够高的质量流速，并且水冷壁管子进口处一般装有节流圈，而使循环安全；因此蒸发受热面可采用较好的布置方案。d）调节控制系统的要求比直流炉低。e）锅炉在点火前就可启动循环泵，保证了水循环的建立，锅炉能快速启停。f）缺点是由于循环泵的采用，增加了厂用电率及设备的制造费用，而且循环泵长期在高压高温的环境运行，需用特殊材料才能保证锅炉安全运行。65）论述降低NOx的燃烧技术措施？答：目前，降低NOx排放主要是从以下四个燃烧技术方面来控制：a）空气分级燃烧技术：将空气分成多股，使之逐渐与煤粉相混合而燃烧，这样可以减少火焰中心处的风煤比。由于煤在热分解和着火阶段缺氧，故可以抑制NOx的产生；b）烟气再循环燃烧技术：将锅炉尾部烟气抽出掺混到一次风中，一次风因烟气混入而氧气浓度降低，同时低温烟气会使火焰温度降低，也能使NOx的生成受到抑制；c）浓淡燃烧技术：由于煤粉在浓相区着火燃烧是在缺氧条件下进行的，因此可以减少NOx的生成量；d）燃料分级燃烧法：向炉内燃尽区再送入一股燃料流，使煤粉在氧气不足的条件下热分解，形成还原区。在还原区内使已生成的NOx还原成N2。66）汽轮机主要由哪些部件组成?答：汽轮机主要由静止部分和转动部分两大部分组成。静止部分主要包括汽缸、喷嘴、隔板、汽封、轴承等；转动部分主要包括主轴、叶轮、动叶片、联轴器及盘车装置等。67）按叶型断面不同叶片可分为哪两类?77
86答：按叶型断面沿叶片高度方向的变化情况，叶片可分为等截面的直叶片和变截面的扭曲叶片两类。68）汽轮机通流间隙修前和修后测量的目的是什么?答：修前测量是为了掌握在经过一个大修间隔运行后，机组各部件轴向相对位置和间隙值的变化，以便及时发现和消除缺陷；修后测量是为了检查核对检修质量，并作好最后记录存档。69）现代汽轮机为什么采用多级汽轮机?答：采用多级汽轮机可以提高汽轮机的总功率，且其中每一级焓降又比较小，保证了每一级的最佳速比，可提高整个汽轮机的效率。70）蒸汽在汽轮机内做功的基本工作原理是什么?答：蒸汽在汽轮机内做功的基本工作原理是冲动作用和反动作用。71）什么是汽轮机速比和最佳速比?答：动叶的圆周速度u与喷嘴出口汽流速度C1之比，称为速度比，简称速比；轮周效率最高时的速比称为最佳速比。72）什么是冲动作用原理?答：蒸汽在喷嘴中膨胀，压力降低，速度增加，热能转变成动能，高速汽流流经叶片时，产生对叶片的冲动力，推动叶轮旋转做功。这种利用冲动力做功的原理称为冲动作用原理。73）什么是反动作用原理?答：蒸汽流经动叶片时发生膨胀，压力降低，速度增加，汽流对动叶片产生一个由于加速而引起的反动力，使转子在蒸汽冲动力和反动力的共同作用下旋转做功。这种利用反动力做功的原理称为反动作用原理。74）汽轮机运行中的主要监视项目有哪些?答：汽轮机运行中主要的监视项目有汽温、汽压、真空、监视段压力、轴向位移、热膨胀、振动、声音以及油系统等。75）什么叫调整抽汽式汽轮机?78
87答：将部分做过功的蒸汽以一种或两种可调整高低的压力供工业或采暖用汽，其余蒸汽仍继续做功，最后排入凝汽器，这类汽轮机叫调整抽汽式汽轮机。76）为何末几级动叶片进汽侧叶片顶部水蚀严重?答：在汽轮机的末几级中，蒸汽速度逐渐加大，水分在隔板静叶出汽边处形成水滴，水滴运动速度低于蒸汽速度，因此，进入动叶片时发生与动叶背弧面的撞击，对动叶背弧面侵蚀。叶片越长，叶顶圆周速度越大，水滴撞击动叶背弧面的速度也越高。由于离心力作用，水滴向叶顶集中，故叶顶背弧面水蚀严重。77）冲动级和反动级的做功原理有何不同？答：冲动级做功原理的特点是：蒸汽只在喷嘴中膨胀，在动叶汽道中不膨胀加速，只改变流动方向，动叶中只有动能向机械能的转化。反动级做功原理的特点是：蒸汽在动叶汽道中不仅改变流动方向，而且还进行膨胀加速。动叶中既有动能向机械能的转化同时有部分热能转化成动能。78）简述蒸汽在汽轮机的工作过程？答：具有一定压力和温度的蒸汽流经喷嘴，并在其中膨胀，蒸汽的压力、温度不断降低，速度不断升高，使蒸汽的热能转化为动能，喷嘴出口的高速汽流以一定的方向进入装在叶轮上的通道中，汽流给动叶片一作用力，推动叶轮旋转，即蒸汽在汽轮机中将热能转化为了机械功。79）汽轮机级内有哪些损失？答：汽轮机级内的损失有：喷嘴损失、动叶损失、余速损失、叶高损失、叶轮摩擦损失、部分进汽损失、漏汽损失、扇形损失、湿气损失9种。80）简述火力发电厂的生产过程？答：火力发电厂的生产过程概况地说就是：在锅炉中，水吸收燃料燃烧所放出的热量变成高温高压的蒸汽，即将燃料的化学能转变为蒸汽的热能；在汽轮机中，蒸汽冲转汽轮机转子使其高速旋转，即将热能转变为转子转动的机械能；在发电机中，汽轮机转子转动带动发电机转子转动，切割磁场将转子转动的机械能转变为电能。81）配汽机构包括哪几部分？常见的有哪几种型式？79
88答：配汽机构包括两大部分：调节阀和带动调节阀的传动装置。传动装置常见的是凸轮机构和提升传动机构。82）配汽机构的任务是什么？答：配汽机构又称执行机构，它的任务是控制汽轮机的进汽量，使之与负荷相适应。它经油动机连杆操纵凸轮机构，从而改变汽轮机的进汽量，以达到改变转速或功率的目的。83）已知蒸汽在汽轮机某级动叶中的理想焓降h6.217kJ/kg，整级的理想焓降b为h46.055kJ/kg，求该级的反动度为多少?t解：hh100%6.21746.055100%13.5%bt答：该级的反动度为13.5％。584）气压计的读数为2.7×10Pa，当时的大气压力为755mmHg，试求气体的绝对压力是多少?5解：压力单位换算：pb=755×133.3=1.006×10（Pa）555绝对压力：p=p0＋pb=2.7×10＋1.006×10=3.706×10（Pa）5答：气体的绝对压力为3.706×10Pa。85）蒸汽在喷嘴出口的理想速度为341m/s，喷嘴的速度系数为0.96，求蒸汽在喷嘴出口的实际速度。解：实际速度C1=341×0.96=327.36（m/s）答：蒸汽在喷嘴出口的实际速度327.36m/s。86）已知新蒸汽进入汽轮机的焓h1=3230kJ/kg，流速C1=50m/s，排汽流出汽轮机的焓h2=2300kJ/kg，流速C2=100m/s，散热损失和位置高差可以忽略不计，求每公斤蒸汽流经汽轮机时对外界做的功。2222-3解：w=（h1-h2）-（C2－C1）/2=（3230-2300）-（100－50）×10/2=926.25（kJ/kg）答：每公斤蒸汽流经汽轮机时对外界做的功为926.25kJ。87）10t水流经加热器后它的焓从ht=334.9kJ/kg增至h2=502.4kJ/kg，求10t水80
89在加热器内吸收的热量。解：q=h2-ht=502.4-334.9=167.5（kJ/kg）34Q=mq=10×10×167.5=167.5×10（kJ）4答：l0t水在加热器中吸收167.5×10kJ热量。88）为什么大型机组的回热加热系统中要装置蒸汽冷却器?答：由于采用了表面式加热器，金属有热阻存在，给水不可能加热到蒸汽压力对应的饱和温度，不可避免地存在端差。对于高参数、大容量再热机组的高压加热器和部分低压加热器，都配置有蒸汽冷却器，利用蒸汽的过热度，将其端差减少至零或负值，从而提高热经济性。89）疏水调节阀为什么应尽量安装在靠近接收疏水的容器处?答：应尽量靠近接收疏水的容器处的原因是：疏水在流经疏水调节阀时有较大压降，容易在阀后出现“闪蒸”而形成汽水两相流动，为了减轻疏水管道的侵蚀和振动，疏水调节阀应安装在靠近接收疏水的容器处。尤其像从高压加热器通向除氧器的疏水管道，由于管道长，垂直距离大，如调节阀安装在高压加热器一侧，阀门后的整个管道很快就会被侵蚀损坏，有时还会出现振动，所以应将调节阀移到除氧器附近，阀门前的管道应尽量平直，减少弯头，管内流速不能太高，因为调节阀前的闪蒸会使调节阀丧失正常调节性能，引起水位波动，使水位控制系统工作不稳定。90）汽轮机排汽在凝汽器中的放热是什么热力过程?在这过程中工质的温度、比容、焓值如何变化?答：汽轮机排汽在凝汽器中的放热是既定压、又定温的过程。在这过程中工质的温度不变，比容减小，焓值减小。91）除氧器能够除氧的基本条件是什么?答：给水在除氧器中由蒸汽加热到除氧器压力下的饱和温度，在加热过程中被除氧的水必须保证与加热蒸汽有足够的接触面积，并将从水中分离逸出的氧及游离气体81
90及时排走。92）保温材料及其厚度应符合哪些要求?答：保温材料及其厚度应符合下列要求：a）在工作条件下为不可燃物；3b）密度不大于350kg/m；2c）强度在5kgf/cm（约500kPa）以上，以便铺砌或定型砌块；d）当环境温度在25℃时，运行保温层表面温度应不超过50℃。93）喷雾填料式除氧器有什么优点?答：喷雾填料式除氧器优点有：a）加强了传热效果；b）能够深度除氧，除氧后水的含氧量可小于7μg/L；c）在低负荷或低压加热器停用时除氧效果无明显变化。94）表面式加热器的疏水方式有哪几种?发电厂中通常是如何选择的?答：表面式加热器的疏水方式有疏水逐级自流和疏水泵两种方式。实际应用的往往是两种方式的综合，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1号或2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，避免疏水流入凝汽器中。95）除氧器滑压运行的优点是什么?答：除氧器滑压运行的优点是：a）可以避免除氧器抽汽的节流损失；b）可以使除氧器抽汽得到合理分配，提高机组的热经济性。96）除氧器的滑压运行的不利因素有哪些？答：除氧器的滑压运行的不利因素有：a）汽轮机负荷变化（主要是机组负荷突然增加）时，除氧器会发生“返氧”现象，影响除氧效果；b）汽轮机负荷变化（主要是机组负荷突然减小）时，给水泵进口水容易汽化，82
91使给水泵汽蚀。97）高加退出对汽轮机系统有何影响？答：高加退出对汽轮机系统的影响主要有：使机组热耗增加；给水温度降低；如维持机组出力不变，汽机各级叶片轴向推力增加。因此必须严格监视推力瓦温度和轴向位移的变化。98）什么叫多背压凝汽器？答：凝汽器汽侧分隔为几个互不相通的汽室，排汽分别引入相应的汽室，冷却水串行通过各汽室的管束，由于进入各汽室中相应管束的冷却水进口温度不同，使各汽室中的压力也就不同，因此相应的汽轮机排汽口就工作在不同的背压下，这样的凝汽器就是多背压凝汽器。99）凝结器热井水位过高，为什么会影响真空？答：凝汽器水位高，凝结水将淹没底部的钢管，减少了冷却面积，使凝汽器真空下降；当水位继续升高到抽气口处时，就会淹没抽气口，使凝汽器真空严重下降。100）真空严密性试验的目的是什么？答：目的是检查运行中的凝汽器及抽空气系统有没有泄漏，好进行查找。因为凝器及抽空气系统的泄漏将影响机组的真空及经济安全的运行。101）高、低压加热器在运行中为什么要保持一定的水位？答：水位太高，就会淹没部分管束，减小蒸汽与管束的接触面，影响传热效果，严重时造成汽轮机进水的可能性。水位太低则有部分蒸汽不凝结，流入下一级加热器，下端差增加，降低了加热器效率。因此在运行中加热器要保持一定的水位。102）某台凝汽器冷却水进口温度为tw1=16℃，出口温度tw2=22℃，冷却水流量4qm=8.2×10t/h，水的比热容为4.187kJ/（kg·K），问该凝汽器8小时内被冷却水带走了多少热量？解：1小时被冷却水带走的热量439qqct(t)8.210104.187(2216)2.0610kJ/hmpw2w18小时被冷却水带走的热量83
92910Q2.061081.64810kJ10答：该凝汽器8小时内被冷却水带走了1.648×10kJ的热量。103）某台汽轮机排汽饱和温度tcos=40℃，凝结水过冷度δ=1℃，凝汽器循环冷却水进水温度tw1=20℃，出水温度tw2=32℃，求凝汽器端差δt。解：端差δt=tcos-tw2=40-32=8（℃）答：凝汽器端差为8℃。104）某汽轮机每小时排汽量为D1=650t/h，排汽焓h1=560×4.1868kJ/kg，凝结水焓为h2=40×4.1868kJ/kg，凝汽器每小时用循环水水量D2=42250t/h。水的比热容c=4.1868kJ/kg，求循环水温升。()hhD(56040)4.1868650121解：t8℃Dc422504.18682答：循环水温升为8℃。105）表明凝汽器运行状况好坏的标志有哪些？答：凝汽器运行状况主要表现在以下三个方面：（1）能否达到最有利真空；（2）能否保证凝结水的品质合格；（3）凝结水的过冷度能否保持最低。106）除氧器的作用是什么？答：除氧器的作用就是除去锅炉给水中的氧气及其它气体，保证给水品质，同时它本身又是回热系统中的一个混合式加热器，起到加热给水的作用。107）提高汽机系统运行经济性要注意哪些问题？答：提高汽机系统运行经济性要注意如下问题：a）维持额定蒸汽初参数。b）维持额定再热蒸汽参数。c）保持最有利真空。d）保持最小的凝结水过冷度。e）充分利用加热设备，提高给水温度。f）注意降低厂用电率。84
93g）降低新蒸汽的压力损失。h）保持汽轮机最佳效率。i）确定合理的运行方式。j）注意汽轮机负荷的经济分配。108）热力试验时对机组运行参数有什么要求？答：在试验过程中，发电厂运行值班人员应尽量保持试验期间运行参数稳定并且力求接近规定的数值：主要参数的试验平均值与额定数值的偏差要在规定的允许范围内，发电机的功率因数应调整到铭牌规定数值。109）凝汽器铜管堵塞的现象是哪些?答：凝汽器铜管堵塞的现象是有循环水压力升高、循环水出口温度升高、凝汽器真空下降、端差减小。110）凝汽器真空下降后有哪些危害?答：凝汽器真空下降后有下列危害：a）排汽压力高，可用焓降减小，不经济，同时使机组出力降低。b）排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动。c）排汽温度过高时可能引起凝结器铜管松弛，破坏严密性。d）可能使纯冲动式汽轮机轴向推力增加。e）真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片和工作不利。末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。111）加热器运行中，为什么监视加热器内蒸汽压力与出口水温?答：原因如下：加热器运行中，如发现加热器内压力比抽汽压力低，则加热器出口水温下降，回热效果就低，说明回热抽汽管上阀门节流损失过大，原因是一般逆止阀门或截止阀门未开足或卡涩。为此，抽汽管道上的逆止阀定期作严密性和灵活性试验。截止阀应处于全开位置，以保证抽汽管路压力损失为最小。112）减少汽水流动损失的方法大致有哪些？85
94答：减少汽水流动损失的方法大致有以下几种：a）尽量保持汽水管路系统阀门全开状态，减少不必要的阀门和节流元件。b）合理选择管道直径和进行管道布置。c）采取适当的技术措施，减少局部阻力。d）减少涡流损失。113）热电厂对外供热两种方式和两种类型的内容是什么？答：热电厂对外供热两种方式：a）用供热机组的排汽或抽汽向外供热；b）由新蒸汽经减温减压器向外供热。热电厂对外供热两种类型：a）向工业用户供应一定压力、温度的蒸汽；b）向工业或生活用户供应一定温度的热水。114）何谓换热？换热有哪几种基本形式？答：物体间的热量交换称为换热。换热有三种基本形式：导热、对流、辐射。115）什么是表面式加热器？其缺点是什么？答：加热蒸汽和被加热的水不直接接触，其换热通过金属壁面进行的加热器叫表面式加热器。在这种加热器中，由于金属的传热阻力，被加热的给水不可能达到蒸汽压力下的饱和温度，使其经济性比混合式加热器低。116）加热器疏水装置的作用是什么？加热器疏水装置有哪两种型式？答：加热器加热蒸汽放出热量后凝结成的水称为加热器的冷凝水。加热器疏水装置的作用是可靠地将加热器内的冷凝水排出，同时防止蒸汽随之漏出。加热器疏水装置的型式通常有疏水器和多级水封两种。常用的疏水器有浮子式疏水器和疏水调节阀两种。117）燃料的高、低位发热量有何区别？答：燃料的高、低位发热量的区别在于，定压高位发热量是指lkg收到基燃料完全燃烧时放出的全部热量，包括烟气中水蒸汽已凝结成水放出的汽化潜热。定压低位86
95发热量则要从定压高位发热量中扣除这部分汽化潜热。118）混合式加热器有什么特点？答：在混合式加热器中，汽和水两种介质直接接触，其传热效果比较好，传热端差近似等于零。构造简单，造价低，便于收集不同压力和温度的水流。缺点：在串联的混合加热系统中，每个加热器后需要加给水泵，导致系统复杂，运行可靠性降低，同时耗电量增加。119）热力系统运行中工质泄漏与经济性有什么关系？答：热力系统运行中工质泄漏与经济性有如下关系：工质泄漏，无论是蒸汽还是热水，都将引起较大的做功能力损失，使热经济性下降很多。蒸汽的泄漏，尤其是高品位蒸汽的泄漏，产生的做功能力损失最大，所以应特别重视蒸汽的泄漏，尤其是新蒸汽的泄漏。排污如果不回收利用，也将导致较大的热经济性下降。因此，运行中加强维护、管理，尽力减少设备和管道的汽、水泄漏及各种技术消耗，并给予回收利用，降低做功能力损耗，是火力发电厂提高运行热经济性的一个非常重要的方面。120）减少蒸汽的压损可采取哪些措施？答：为减小蒸汽压损，一方面可从设备上着手，尽量减少不必要的管件，改进管道不合理的走向及连接；另一方面是加强运行管理，把应该开足的阀门开足，更不要人为地节流运行。尽管各种机组，各个管路系统各不相同，但是降低蒸汽压损、减少做功能力损失的潜力都是存在的，这是一项不容忽视的节能技术。121）热力系统节能潜力分析包括哪两个方面的内容？答：热力系统节能潜力分析包括如下两个方面的内容：a）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。b）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87
96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的。122）节流过程是否是等焓过程？答：节流过程不是等焓过程。节流前、后焓值相等所依据的条件之一是节流前后流量不变，且满足于远离节流孔处才近似正确。事实上气流在节流孔处速度变化很大，焓值是降低的，此焓降用来增加气流的动能，并使它变成涡流与扰动。而涡流与扰动的动能又转化成为热能，重新被气流吸收，使焓值又恢复到节流前的数值。所以，节流前、后虽然焓值相等，但节流过程不是一个等焓过程。123）汽轮机有哪些主要的级内损失，损失的原因是什么？答：汽轮机级内主要有喷嘴损失、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。a）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；b）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；c）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；d）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；e）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；f）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；g）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88
97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。h）湿汽损失是指在汽轮机的低压区蒸汽处于湿蒸汽状态，湿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。124）简述燃气轮机的工作过程（简单热力过程）？答：燃气轮机开式等压循环过程为：以空气作为工质，在压气机内完成空气压缩耗功过程，在燃烧室内完成燃烧吸热升温过程，在透平内膨胀做功过程，最后废气排向大气，完成向大气冷源放热过程，完成一次开式热力循环。125）请写出燃气轮机理想简单循环四个热力过程的功和热的变化?答：燃气轮机理想简单热力循环又称布雷顿循环。其中在压气机中为绝热压缩过程1→2，吸热量为q0，耗功量为whh；在燃烧室中为定压加热过程2→3，12C21吸热量为qhhcTT，做功量为w0；在透平中为绝热膨胀过程2332p32233→4，吸热量为q0，做功量为whh；在大气中为定压放热过程4→1，放34T34热量为qhhcTT，做功量为w0。4141p4141126）比较燃气轮机和蒸汽轮机的特点？答：燃气轮机与蒸汽轮机的比较如下：a）热力循环——燃气轮机采用开式布雷登循环，蒸汽轮机采用闭式朗肯循环；两种热机采用的工质和工质参数不同（燃气轮机用空气作为工质，压力低，温度高，排气压力高；蒸汽轮机用蒸汽作为工质，压力高，温度低，排汽压力低）。b）机组效率——以燃气轮机为基础的联合循环电站效率高。c）机组启动——燃气轮机结构轻，加热快，没有大容量的锅炉，启动快速，适用于带尖峰负荷、调峰负荷和做备用机。d）电厂项目投资——燃气轮机电厂投资省，联合循环电厂与蒸汽轮机电厂投资相当。e）建造周期——燃气轮机电厂建造周期短。89
98f）环境污染——燃气轮机电厂排污少。127）余热锅炉型燃气-蒸汽联合循环原理是什么？答：按照热量梯级利用原则将燃气轮机的布雷登（Brayton）循环和蒸汽轮机的朗肯（Rankine）循环组合在一起，用余热锅炉吸收燃气轮机高温排气的热量产生高温高压蒸汽，然后驱动蒸汽轮机做功。这样，整个循环就同时利用了燃气轮机平均吸热温度高和蒸汽轮机平均放热温度低的优点，可以达到较高的循环效率。128）余热锅炉型联合循环发电机组与常规汽轮发电机组在热力系统上的最大差别是什么，为什么？答：余热锅炉型联合循环发电机组与常规汽轮发电机组的热力系统有很多差别，最大的差别在于前者一般不设给水加热系统。常规蒸汽轮机发电机组中设置多级给水加热系统，利用汽轮机抽汽将给水逐级加热到较高的温度后再送入锅炉，提高汽水工质在锅炉中的平均吸热温度从而提高循环效率；而联合循环发电机组一般不设置给水加热系统，并且应尽可能降低余热锅炉的给水温度，主要目的是要尽可能多的利用烟气余热，减少热损失。129）联合循环汽轮机采用滑压运行方式的原因？答：联合循环汽轮机采用滑压运行，原因在于降低压力可以使余热锅炉的排烟温度降低，效率和产汽量提高，同时也保证汽轮机的排汽湿度不至于过大。130）按照燃气轮机、汽轮机是否同轴布置，联合循环机组可划分为哪两种类型，哪一种更适合调峰运行？为什么？答：联合循环机组可划分为单轴和多轴布置方案。联合循环机组单轴布置是指燃气轮机、蒸汽轮机及发动机串联在一根轴上并共用一台发电机。多轴布置是指燃气轮机、蒸汽轮机不同轴，分别配备有各自的发电机。多轴布置方案更适合于调峰运行。在采用增减运行燃机台数的方法来满足调峰需求时，多轴布置机组的汽轮机始终处于正常工作状态，所以机组可以更快的增减负荷，而单轴布置机组的汽轮机需时常停机和再启动。131）联合循环机组中使用的余热锅炉有哪些特点？90
99答：联合循环机组中使用的余热锅炉特点如下：a）燃气温度较低、流量大，传热方式以对流为主。b）热力特性变化大。c）汽水系统形式多样，通过优化设计力求更多地回收透平排气余热。d）必须具备惯性小、膨胀补偿能力强、能够承受热冲击的能力，以适应燃气轮机启动迅速、调峰频繁的特点。e）采用模块化设计，缩短安装周期。132）与常规蒸汽轮机电厂用汽轮机相比，联合循环用汽轮机有哪些特点？答：联合循环用汽轮机具有以下特点：a）汽水系统简单，一般不设给水加热器；当与多压力级余热锅炉配合工作时，汽轮机要接受补汽，汽轮机排汽量大于主蒸汽量。b）采用滑压调节方式。c）无调节级，采用全周进汽。d）汽轮机的排汽面积和凝汽器面积增大很多。e）要求能够快速启停。133）多轴联合循环机组有无旁通烟道对其启动过程有哪些影响？答：多轴联合循环中的汽轮机与燃气轮机不同轴，各自带有自己的发电机。如果余热锅炉有旁通烟道，则燃气轮机、余热锅炉和汽轮机基本上相互独立。启动时，首先将余热锅炉进口挡板关闭并将旁通烟道挡板开启，使燃气轮机像简单循环那样单独启动和加载；然后，利用烟气挡板调节进入余热锅炉的烟气，并利用蒸汽旁路调节蒸汽的压力和温度，使余热锅炉按照自身规律启动起来；最后，使汽轮机按照自身规律启动和加载；待汽轮机已全部接受余热锅炉所产生的蒸汽以后，整台机组启动即告完成。如果余热锅炉没有旁通烟道，那么燃气轮机启动和加载的过程就要长一些，以保证余热锅炉对燃气轮机排气温度的承受能力。至于延长启动和加载过程的程度，要视具体情况而定。91
100134）燃气轮机燃烧室的工作过程有哪些特点？“一次空气”、“二次空气”、“冷却空气”的作用分别是什么？答：燃气轮机燃烧室的工作过程特点如下：a）燃烧室是一个在连续的、高速气流中进行的燃烧过程。b）燃烧室在高温、大负荷下、高燃烧热强度下工作。c）燃烧室需要具备燃用多种燃料的能力。d）燃烧室里的燃烧是一个极其复杂的物理化学过程。e）燃烧室内有高过量空气系数。f）燃烧室的运行参数变化剧烈。“一次空气”是指在燃烧区中直接与燃料相互混合并参与燃烧化学反应过程的空气。通过合理控制进入燃烧区的一次空气量，使它接近于理论燃烧所需的空气量，确保燃烧区的温度，这样可以大大提高燃料的燃烧速度,也能获得比较完全的燃烧。“二次空气”占总空气流量的70％～85％，起参混燃烧产物，使其温度场均匀化。冷却空气量不大，但要确保沿火焰筒内壁流动，形成一个温度较低的空气膜来保护火焰筒壁。135）余热锅炉烟气旁路系统的作用是什么？答：余热锅炉烟气旁路系统的作用是：a）增加了联合循环装置运行的灵活性。通过旁路挡板的隔离作用，实现燃气轮机独立于余热锅炉系统而单独运行。当燃气轮机运行时，余热锅炉可处于隔离状态。b）余热锅炉和燃气轮机的协调性能好。调节烟气旁路可以使余热锅炉、汽轮机和燃气轮机很好地匹配，从而解决由于燃气轮机和余热锅炉的特性不同而带来的不协调问题。c）在负荷急剧变化期间，为了避免余热锅炉超压可用作分流部分烟气，使余热锅炉快速减负荷。d）在事故处理中，在汽轮机跳闸或汽轮机甩负荷运行时，烟气旁路的快关功能是实现余热锅炉快速减负荷的最有效手段。92
101136）燃气轮机燃烧天然气的要求是什么？答：燃气轮机对燃烧天然气的要求主要有：a）天然气在进入燃气轮机组气体燃料系统之前必须进行处理，除掉水分和可燃性液体成分、腐蚀性成分、固体颗粒物等杂质。b）如一旦存在可燃性液体成分或其它杂质，燃料液滴可能积存在燃烧室下游的高温燃气通道内燃烧,引起高温燃气通道部件超温甚至烧穿，同时大量的液体进入燃烧室内部还会出现压力波动甚至发生爆燃。c）天然气是易燃易爆气体，因此燃用天然气必须配备天然气泄漏检测报警装置、防爆设施和通风设施。延长点火前清吹时间，充分排除可能残存的天然气。d）燃气轮机是用气量大、负荷速率变化较快的用气设备。供气系统要有足够的储量，管路系统设计要合理，避免在启动加速或增加负荷时因供气压力明显降低（气量不足）而停机，或者突降负荷时供气压力升高而导致安全阀动作排气。137）燃气轮机压气机能量损失有哪两大类型，如何定义？答：压气机的能量损失有两种，内部损失和外部损失。外部损失指只增加拖动压气机工作的功率，但不影响气流状态参数的能量损失。内部损失指会引起压气机中工质的状态参数发生变化的能量损失。燃气轮机压气机内部损失分为：a）压气机通流部分发生的摩阻损失和涡流损失。b）径向间隙的漏气损失。c）级与级之间内气封的漏气损失。d）工作叶轮转鼓端面与气流的摩檫鼓风损失。138）某燃气轮机100MW时排气温度最低值是940℉，排气分散度允许值是180℉。问当相邻排气温度到多少机组可能跳机？解：相邻排气温度=最低排气温度+排气分散度允许值=940℉+180℉=1120℉93
102答：当相邻排气温度是1120℉机组可能跳机。139）天然气前置过滤模块主要作用是什么？答：天然气前置过滤模块主要作用有：a）过滤天然气杂质。b）分离并排放天然气中凝结液体。c）可介入天然气加热系统。d）测量天然气流量、温度、压力。e）实现天然气的开通，关断，放散。140）简述“一拖一”与“多拖一”联合循环机组的主要区别？答：对于“一拖一”燃气-蒸汽联合循环发电机组，它可以采用燃气轮机与汽轮机同轴、共同配置一台发电机的单轴方案，也可以采用燃气轮机与汽轮机不同轴、各配置一台发电机的双轴方案。而在“多拖一”方案下，只能采用燃气轮机与汽轮机不同轴、每台燃气轮机和汽轮机都配置一台发电机的多轴方案。在该系统中，每台燃气轮机的排气由烟道进入余热锅炉，各台锅炉产生的蒸汽通过蒸汽母管进入汽轮机。141）根据电能生产、传输和使用过程的各个环节，可以采取哪些措施进行电气方面的节能？答：可采取以下措施实现电气方面的节能：a）采用高效风机、水泵及变速调节，降低厂用电率；b）采用低损耗变压器；c）提高运行电压，改善功率因数，降低线损；d）采用高效电动机、使用绿色照明。143）粘性流体在通道中流动时的阻力有哪几类？答：粘性流体在通道中流动时的阻力可以分为沿程阻力和局部阻力两大类。沿程阻力又称沿程损失，是发生在整个流程中的能量损失，是由流体的粘性力造成的损失。局部阻力又称局部损失，是发生在流动状态急剧变化的急变流中的能量损失，是由于流体微团发生碰撞、产生旋涡等原因在管件附近的局部范围内所造成的能量损失。94
103144）局部流动损失是怎样形成的？答：在流动的局部范围内，由于边界的突然改变，如管道上的阀门、弯头、过流断面形状或面积等的突然变化，使得液体流动速度的大小和方向发生剧烈的变化，质点剧烈碰撞形成旋涡消耗能量，从而形成流动损失。145）在火力发电厂中哪种形式的泵应用最为广泛？为什么？答；在火力发电厂中，离心式水泵应用最为广泛。因为离心泵不仅使用范围广，而且具有转速高、结构紧凑、分别操作、运行可靠、在设计工况下效率高等优点。146）根据用途阀门可分为哪几类？答：根据阀门用途可分为三大类：a）关断阀门。如闸阀、截止阀、球阀和旋塞等。b）调节阀门。如节流阀、调节阀、减压阀、疏水器等。c）保护阀门。如止回阀、安全阀、快速关闭阀等。147）什么是泵的特性曲线？答：泵的特性曲线就是在转速为某一定值下，流量与扬程、功率及效率间的关系曲线，即“Qv—H”曲线、“Qv—P”曲线、“Qv—η”曲线。泵的特性曲线反映了水泵本身的性能，曲线上的每一个点都对应一个工况。148）什么是管路性能曲线？答：管路性能曲线是管路系统中通过的流量与液体所必须具有的能量之间的关系曲线。管路性能曲线的形状取决于管路装置、流体性质和流体阻力等。对于一定的管路系统来说，通过的流量越多，需要外界提供的能量越大。149）什么是水泵的汽蚀现象？答：液体在叶轮入口处流速增加，压力下降，当该部位局部压力低于工作水温对应的饱和压力时，流经液体就要发生汽化，产生汽泡。当这些汽泡随液体进入泵内压力较高的部位时，在汽泡周围较高压力作用下，汽泡受压突然凝结，于是四周的液体就向此处补充，造成水力冲击，这种现象称为汽蚀。150）水泵汽化的原因是什么？95
104答：水泵汽化的原因在于：进口水压过低或水温过高，入口管阀门故障或者堵塞使供水不足，水泵负荷太低或启动时迟迟不开再循环门，入口管路或阀门盘根漏入空气等。151）给水泵汽蚀的原因有哪些？答：给水泵汽蚀的原因有：a）除氧器内部压力降低。b）除氧水箱水位过低。c）给水泵长时间在较小流量或空负荷下运转。d）前置泵入口滤网或汽动给水泵入口滤网堵塞。e）前置泵运行中突然跳闸或工作失常。152）什么是泵的工作点？答：将管路性能曲线和泵本身的性能曲线用同样的比例尺画在同一张图上，两条曲线的交点即为泵的运行工况点，也称工作点。泵的工作点决定于泵的特性和与之相连的管道特性。管道特性决定于管道的阻力损失、管道的直径、泵的出口阀门开度和所供液体的输送高度等。153）给水泵的出口压力是如何确定的？答：给水泵的出口压力主要决定于锅炉汽包的工作压力，此外给水泵的出水还必须克服以下阻力：给水管道及阀门的阻力、各级加热器的阻力、给水调整门的阻力、省煤器的阻力、锅炉进水口和给水泵出水口间的静压头。根据经验估算，给水泵最小出口压力为锅炉最高压力的1.25倍。154）什么是泵的通用性能曲线？答：把一台泵在各种不同转速下的性能曲线绘制在一张图上所得到的曲线，就是这台泵的通用性能曲线。155）什么是泵的相似定律？答：泵的相似定律是指几何相似、运动相似、动力相似的两台泵的流量、扬程、功率的关系。96
105156）什么是泵的允许吸上真空高度？为什么要规定泵的允许吸上真空高度？答：泵的允许吸上真空高度是指泵入口处的真空允许数值。规定泵的允许吸上真空高度是由于泵入口真空过高时，泵入口的液体就会汽化，产生汽蚀。157）泵的主要性能参数有哪些？答：泵的主要性能参数有扬程、流量、转速、轴功率、效率等。158）泵的吸入室的作用是什么？常见的有哪几种形式？答：泵的吸入室的作用是将进水管中的液体在最小流动损失的情况下均匀地引向叶轮。常见的吸入室有三种形式：a）锥形管吸入室。b）圆环式吸入室。c）半螺旋形吸入室。159）泵的入口真空度是由哪三个因素决定的？答：泵的入口真空度是由下面三个因素决定的：a）泵产生的吸上高度Hg。b）克服吸水管水力损失hw。c）泵入口造成的适当流速vs。160）水泵串联运行的条件是什么？何时需采用水泵串联？答：水泵串联的条件是：a）两台水泵的设计出水量应该相同，否则容量较小的一台会发生严重的过负荷或限制水泵的出力。b）串联在后面的水泵（即出口压力较高的水泵）结构必须坚固，否则会遭到损坏。在泵装置中，当一台泵的扬程不能满足要求或为了改善泵的汽蚀性能时，可考虑采用泵串联运行的方式。161）何谓汽蚀余量、有效汽蚀余量、必需汽蚀余量？答：泵进口处液体所具有的能量与液体发生汽蚀时所具有的能量的差值，称为汽97
106蚀余量。装置安装后使泵在运转时所具有的汽蚀余量，称为有效汽蚀余量。液体从泵的吸入口到叶道进口压力最低处的压力降低值，称必需汽蚀余量。162）水泵的汽蚀有什么危害？答：水泵发生汽蚀，由于连续的局部冲击，会使材料的表面逐渐疲劳损坏，引起金属表面的剥蚀，进而出现大小蜂窝状蚀洞：除了冲击引起金属部件损坏外，还会产生化学腐蚀现象，氧化设备。汽蚀过程是不稳定的，会使水泵发生振动和产生噪声，同时汽泡还会堵塞叶轮槽道，致使扬程、流量降低，效率下降。4163）若水泵流量qV为25L/s，泵出口压力表读数为PB为32×10Pa，入口处真空4表读数Pm为4×10Pa，吸入管直径d1为100cm，出水管直径d2为75cm，电动机功率表读数Pg为12.6kW，电动机效率η1为0.9，传动效率η2为0.97。试求泵的轴功率、有效功率及泵的总效率。解：d100cm1m，d75cm0.75m12泵入口流速为，232w1qvA14qvd1425103.1410.032m/s泵出口流速为，232w2qAv24qvd2425103.140.750.057m/s水获得的能量为，22Hppgww2gbm214422321041010009.810.057-0.03229.8136.69m所以泵的有效功率为，3PgqH100010009.81251036.6910008.998kWev泵的总效率为，PPeg12100%8.99812.60.90.97100%81.8%泵的轴功率为，98
107PP8.9980.81811kWshe答：泵的轴功率为11kW，有效功率为8.998kW，泵的总效率为81.8%。164）已知锅炉需要供水量Q为800t/h，给水的流速w为4m/s，计算过程中不考3虑其它因素，应当选择管子的内径D为多少（水的密度ρ为1t/m）?解：锅炉所需供水量换算成体积为，33qQ800/1800m/h80036000.222m/sv故管子的截面积为，2Aqw0.22240.05555mv2又因为Ad4所以管子内径应为，1/21/2DA(4)(40.055553.14)0.266m答：选择的管子内径应为0.266m。3165）有一台输送冷水的离心泵，当转速为1450r/min时，流量qv为1.24m/s，扬程H为70m，此时所需的轴功率Psh为1100kW，求水泵的效率。解：泵的有效功率为，PgqH10009.811.2470851508W851.508kWev所以水泵的效率为，P851.508e100%77.4%P1100sh答：该水泵的效率为77.4%。3166）有一台水泵，当流量qv1为35m/h时，用转速n为1450r/min的电动机带3动；当流量增加到qv2为70m/h时，问电动机的转速n1应为多少？解：由相似定律公式qqnn，得v1v21nnqq145070/352900r/min1v2v199
108答：电动机的转速为2900r/min。3167）有一台水泵若采用变速调节，当流量qv1为35m/h时的扬程H为62m，用转速n为1450r/min的电动机带动；当转速提高到n1为2900r/min时，问水泵的扬程应为多少？2解：由公式HHnn得，1122HH(nn)62(2900/1450)248m11答：水泵的扬程为248m。168）某台水泵采用变速调节，用轴功率Psh为7.6kW的电动机带动，当其转速由n为725r/min上升到n1为1450r/min时，问其电动机的轴功率为多少？3解：由PP()nn得，1133PPnn()7.6(1450/725)60.8kW11答：电动机的轴功率为60.8kW。169）一台油泵的扬程H为35m，叶轮外径D2为174mm，如果要使油泵的扬程’减少到H为30m，问叶轮外径D2应切削多少？2''解：由切削定律HHDD，得切削后的叶轮外径为，22''DHHD3035174161mm22切削量为，'aD22D2(174161)/26.5mm答：叶轮外径D2应切削6.5mm。170）已知某水泵入口压力Pl=0.25MPa，出口压力P2=6.5MPa，入口水温32t=104.81℃，求该泵总扬程。（ρ=954.6kg/m，g=9.81m/s）解：66HPPg6.5100.2510954.69.81667.4m21答：该泵总扬程为667.4m。100
109171）已知循环水流量为34000t/h，循环水进、出口温度分别为28℃、39℃，循环水进水压力为0.24MPa，假设循环水的定压比热容为4.129kJ/（kg·℃），求凝汽器热负荷。解：依据DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》，凝汽器热负荷计算公式为：QGCtt1000wpw2w1340003.64.12939281000428.96MW答：进入凝汽器的热负荷为428.96MW。172）何谓热电联合循环？为什么要采用它？答：利用在汽轮机中做过功且具有适当压力的蒸汽，将其热量直接或间接地用于生产和生活中，这种既发电又供热的蒸汽动力装置循环称为热电联合循环，这种循环既生产电能又可把汽轮机排汽或抽汽的汽化潜热供生产或生活用，从而减少或避免了凝汽器中排汽的热量损失，提高了热能利用程度，所以采用它。173）热力网启动前需做哪些试验？答：大容量热力网系统在启动前必须认真、仔细地进行每一项联动、保护试验，以免在运行中因联动、保护动作不正常而酿成人身及设备安全事故。一般常见的热力网试验有各泵的联动试验、进汽蝶阀试验和加热器水位试验。174）简述造成热力网回水压力降低的原因、现象及处理方法。答：回水压力下降的原因可能是补水泵跳闸、补水调整失灵、系统泄漏或误开放水门以及外网投入部分系统等原因造成。处理时先检查补水系统，切换备用泵，开大补水调整门，必要时开启事故补水补入生水；同时检查系统有无泄漏，联系外网查找原因。如发现供回水温度下降较多时，可联系热调投入一台加热器提高水温。175）根据安全经济运行和管理的需要，供热设备应装设哪些仪表？答：根据安全经济运行和管理的需要，供热设备应装设必要的控制测量仪表，包括压力指示表、压力记录表、温度指示表、温度记录表、流量积算记录表、盐量表、水的取样器等。101
110176）某电厂机组抽汽的供热量为141.3GJ/h，供热蒸汽焓是2973kJ/kg，热用户的返回水量为25%，温度是80℃，与温度为20℃的补充水混合后作为补给水。求从用户侧计算，供热蒸汽量每小时为多少？解：混合后的补给水温度为，t25%8075%20100%35℃hh供热蒸汽量为，3DQii141.31029373514.186850t/h21答：供热蒸汽量是50t/h。177）某汽轮机在经济工况下运行，调节级压力p0为4.4MPa（绝对压力），流量为G0=100kg/s，变工况后，调节级压力p1为4.0MPa，求蒸汽流量G1。解：已知GGpp，故，0101GGpp1004.04.490.9kg/s1010答：蒸汽流量G1为90.9kg/s。178）某汽轮机额定功率P=300MW，如果该机组一直带额定负荷运行，求该机组一个月（30天，即t=720h）的发电量W。8解：WPt3000007202.1610kWh8答：该机组的月发电量为2.16×10kW·h。’179）汽轮机排汽焓h=2260.8kJ/kg，凝结水焓h=125.6kJ/kg，求1kg蒸汽在凝汽器内所放出的热量q。'解：qhh2260.8125.62135.2kJ答：1kg蒸汽在凝汽器内放出2135.2kJ热量。180）某凝汽器真空表读数p1=96kPa，当地大气压力p2=104kPa，求凝汽器的真空度。解：真空度=p1/p2×100%=（96/104）×100%=92.3（%）102
111答：凝汽器的真空度为92.3%。2181）一台5kW汽轮机的凝汽器，表面单位面积上的换热量q=23000W/m，凝汽器铜管内、外壁温差为2℃，试求水蒸汽的凝结换热系数。解：根据q（tt-）内外2qt/(-)t23000/211500W/(m℃)内外2答：水蒸汽的凝结换热系数为11500W/(m·℃)。182）某锅炉的连续排污率p=1%，当其出力D为610t/h时，排污量DPW为多少？解：DPW=p×D=1%×610=6.1t/h答：锅炉排污量为6.1t/h。4183）某发电厂年发电量为1031559×10kWh，燃用原煤5012163t。原煤的发热量4为21352.68kJ/kg。全年生产用电64266×10kWh。求该发电厂的发电煤耗、供电煤耗。21352.685012163解：年消耗的标准煤量3651718.757t70004.186863651718.75710发电煤耗354(g/kWh)410315591063651718.75710供电煤耗377.5(g/kWh)44（103155910-6426610）答：该发电厂的发电煤耗为354g/kW·h，供电煤耗为377.5g/kW·h。184）汽轮机的主蒸汽温度每低于额定温度10℃，汽耗率要增加1.4%。一台25000kW的机组带额定负荷运行，汽耗率d=4.3kg/kW·h，主蒸汽温度比额定温度低15℃，计算该机组每小时多消耗的主蒸汽流量。解：主蒸汽温度偏低15℃时，汽耗增加率为，0.01415/100.021机组在额定参数下的汽耗量为，DPd250004.3107500kg/h107.5t/h由于主蒸汽温度比额定值低15℃致使汽耗量的增加量为，DD107.50.0212.26t/h103
112答：由于主蒸汽温度比额定值低15℃，使该机组每小时多消耗蒸汽2.26t/h。185）通过对循环水系统的调节，使循环水泵下降的电流I=20A，试求每小时节约的电量。（循环水泵电动机电压U=6kV，功率因数cosφ=0.85）解：W3UIcost36200.851176kWh答：每小时可节约176kW·h的电量。186）某机组每小时发电量为125000kW·h，给水泵每小时耗电3000kW·h，求给水泵耗电率。解：给水泵耗电率给水泵耗电量发电量100%（3000/125000）100%2.4%答：给水泵耗电率为2.4%。’187）某纯凝机组主蒸汽焓h0为3370kJ/kg，凝结水焓h为138.2kJ/kg，汽耗率d为3.04kg/kW·h。求该机组的热耗率。解：热耗率'qdh(h)3.04(3370138.2)9852.03kJ/kWh0答：该机组热耗率为9852.03kJ/kW·h。188）某凝汽式发电厂发电机的有功负荷P为600MW，锅炉的燃煤量B为247.7t/h，燃煤的低位发热量为Qar,net为20900kJ/kg，试求该发电厂的效率η。解：发电厂锅炉输入热量为，349QBQ247.7102.09105.1769310kJ/hglar,net发电厂的输出热量为，339QPt600103.6102.1610kJ/h0所以，发电厂效率为104
1139Q2.1610010041.7%9Q5.1769310gl答：该电厂的效率为41.7%。189）某汽轮发电机额定功率为300MW，带额定功率时的主蒸汽流量为940t/h，求汽耗率d为多少？解：已知电功率p300MW，主蒸汽流量q940000kg/h，mq940000m则d3.13kg/(kWh)p300000答：汽耗率为3.13kg/(kW·h)。190）什么是耗差分析法？答：耗差分析法又叫偏差分析法，是根据运行参数的实际值与基准值的差值，通过分析计算得出运行指标对机组的热耗率或煤耗率的影响程度，从而根据这些数量概念，有目的地、能动地、分主次地调整运行参数或采取针对性的检修、改造等措施，使机组运行指标逐渐逼近或达到最佳值，努力减少机组的损失。105
114第二章管理基础知识2.1名词解释1）节约能源：是指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，从能源生产到消费的各个环节，降低消耗、减少损失和污染物排放、制止浪费，有效、合理地利用能源。（《中华人民共和国节约能源法》）2）重点用能单位：年综合能源消费总量一万吨标准煤以上的用能单位；国务院有关部门或者省、自治区、直辖市人民政府管理节能工作的部门指定的年综合能源消费总量五千吨以上不满一万吨标准煤的用能单位。（《中华人民共和国节约能源法》）3）电力技术监督：在电力规划、设计、建设及发电、供电、用电全过程中，以安全和质量为中心，依据国家、行业有关标准、规程，采用有效的测试和管理手段，对电力设备的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，以确保其安全、优质、经济运行。（DL/T1051-2007《电力技术监督导则》）4）节能技术监督：采用技术手段或措施，对电网企业、发电企业在规划、设计、制造、建设、运行、检修和技术改造中有关能耗的重要性能参数与指标实行监督、检查、评价及调整。（DL/T1052-2007《节能技术监督导则》）5）能源利用状况：用能单位在能源转换、输配和利用系统的设备及网络配置上的合理性与实际运行状况，工艺及设备技术性能的先进性及实际运行操作技术水平，能源购销、分配、使用管理的科学性等方面所反映的实际耗能情况及用能水平。（GB/T15316-2009《节能监测技术通则》）6）综合能耗：用能单位在统计报告期内实际消耗的各种能源实物量，按规定的计算方法和单位分别折算后的总和。对企业，综合能耗是指统计报告期内，主要生产系统、辅助生产系统和附属生产系统的综合能耗总和。企业中主要生产系统的能耗量应以实测为准。（GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》）7）节能评估：根据节约能源法规、标准，对固定资产投资项目的能源利用是否科106
115学合理进行分析评估，并编制节能评估报告书、节能评估报告表（以下统称节能评估文件）或填写节能登记表的行为。（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第6号《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》）8）节能审查：根据节约能源法规、标准，对项目节能评估文件进行审查并形成审查意见，或对节能登记表进行登记备案的行为。（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第6号《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》）9）火力发电厂能量平衡：以火力发电厂为对象，研究直接用于发电、供热或其他用途的主要能源的输入、输出和损失之间的平衡关系。（DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》）10）能量平衡图：按能源流向，由能源输入、能源转换和最终去向的部位构成的框图，并标注各部位的能源绝对量和各部位能源量占输入能源量的百分比。（DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》）11）燃料平衡：以燃料系统为控制范围，以主要燃料为研究对象，研究平衡期内燃煤、燃油、燃气、生物质燃料、可燃生活垃圾等购入燃料量和生产用燃料量、燃料贮存量、各项损失量之间的收支平衡关系。（DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》）12）火力发电厂热平衡：以火力发电厂为对象，按照热力学第一定律，在规定的平衡期内和火力发电厂热平衡系统的边界内，对全厂热力系统总的热量输入、输出及损失之间的数量关系进行平衡。（DL/T606.3-2014《火力发电厂能量平衡导则第3部分：热平衡》）13）火力发电厂电能平衡：以火力发电厂为对象，对有功电能的输送、转供、分布、流向进行考察、测定、分析和研究，建立厂用电范围内输入电能、有效电能和损失电能之间的平衡关系，了解火力发电厂的用电水平和寻求节电的正确方向和途径。（DL/T606.4-1996《火力发电厂电能平衡导则》）14）水平衡试验：以火力发电厂作为一个确定的用水体系，分析火力发电厂水量分配、消耗及排放之间的平衡关系。（DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5107
116部分：水平衡试验》）15）不平衡率：输入能源总量减去已查明能源输出量、各项损失量的差与输入总能源量的百分比。（DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》）16）能源计量器具：测量对象为一次能源、二次能源和载能工具的计量器具。（GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》）17）能源计量器具配备率：能源计量器具实际的安装配备数量占理论需要量的百分数。能源计量器具理论需要量是指为测量全部能源量值所需配备的计量器具数量。（GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》）18）合同能源管理：节能服务公司与用能单位以契约形式约定节能项目的节能目标，节能服务公司为实现节能目标向用能单位提供必要的服务，用能单位以节能效益支付节能服务公司的投入及其合理利润的节能服务机制。（GB/T24915-2010《合同能源管理技术通则》）19）建设项目经济评价：根据国民经济与社会发展以及行业、地区发展规划的要求，在项目初步方案的基础上，采用科学的分析方法，对拟建项目的财务可行性和经济合理性进行分析论证。建设项目经济评价包括财务评价（也称财务分析）和国民经济评价（也称经济分析）。（DL/T5435-2009《火力发电工程经济评价导则》）20）单位发电量取水量：火力发电企业生产每单位发电量需要从各种常规水资源提取的水量。（GB/T26925-2011《节水型企业火力发电行业》）21）能耗状况评价：按照DL/T255-2012对燃煤电厂能耗指标水平、管理和控制技术状况进行的评价。（DL/T255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》）22）企业节能量：企业统计报告期内实际能源消耗量与按比较基准计算的能源消耗量之差。（GB/T13234-2009《企业节能量计算方法》）23）发电企业：从事电能生产及经营管理的企业。（DL/T1051-2007《电力技术监督导则》2.2条）2.2判断题1）《中华人民共和国节约能源法》规定，节约资源是我国的基本国策。国家实施108
117节约与开发并举、把节约放在首位的能源发展战略。（√）2）《中华人民共和国节约能源法》规定，国家实行固定资产投资项目节能评估和审查制度。不符合强制性节能标准的项目，建设单位不得开工建设；已经建成的，可投入生产、使用。（×）3）《中华人民共和国节约能源法》规定，国家对落后的耗能过高的用能产品、设备和生产工艺实行淘汰制度。（√）4）《中华人民共和国节约能源法》规定，用能单位应当加强能源计量管理，按照规定配备和使用经依检定合格的能源计量器具。（√）5）《中华人民共和国节约能源法》规定，用能单位应当建立能源消费统计和能源利用状况分析制度，对各类能源的消费实行分类计量和统计，并确保能源消费统计数据真实、完整。（√）6）《中华人民共和国节约能源法》规定，能源生产经营单位可向本单位职工无偿提供能源。（×）7）《中华人民共和国节约能源法》规定，重点用能单位应当设立能源管理岗位，在具有节能专业知识实际经验以及中级以上技术职称的人员中聘任能源管理负责人，并报管理节能工作的部门和有关部门备案。（√）8）《中华人民共和国节约能源法》规定，能源管理负责人应当接受节能培训。（√）9）《中华人民共和国节约能源法》规定，使用国家明令淘汰的用能设备或者生产工艺的，由管理节能工作的部门责令限期报废，没收国家明令淘汰的用能设备。（×）10）《中华人民共和国节约能源法》规定，用能单位应当定期开展节能教育和岗位节能培训。（√）11）《中华人民共和国节约能源法》规定，用能单位未按照规定配备、使用能源计量器具的，由产品质量监督部门责令限期改正；逾期不改正的，处一万元以上五万元以下罚款。（√）12）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，发电厂在规划、设计、制造、建设阶段，无需进行节能技术监督。（×）109
11813）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，在设计和安装过程中，所有能源计量表计应齐备，包括入厂燃料、入炉燃料、用水、用电、用热等。（√）14）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，发电企业应根据实际情况确定综合经济指标及单项经济指标，制订节约能源规划和年度实施计划。（√）15）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，对全部能源计量器具应建立检定及校验、使用和维护制度，并设有相应的设备档案台账。（√）16）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置必要的热能计量装置。测点布置合理、安装符合技术要求，并应定期校验、检查、维护和修理，保证计量数据的准确性。（√）17）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，节能技术监督既要监督生产用能，也要监督非生产用能。（√）18）《中华人民共和国节约能源法》规定，发电厂是能源转换大户，不是重点用能单位。（×）19）中国华能集团公司《对标管理暂行办法》规定，对标工作按照编制对标计划、开展对标分析、实施整改提高、总结评价等四个阶段开展。（√）20）中国华能集团公司《对标管理暂行办法》规定，为了保证标杆值的先进性，不同的对标指标其标杆值可以来源于不同的对象，可以寻找一个或多个标杆企业。（√）21）中国华能集团公司《对标管理暂行办法》规定，对标管理要结合到企业的各类专项工作中开展，对标既是各项工作的重要组成部分，又是确定各项管理工作目标的重要依据。同时，对标做为一项管理工作，具有统一完整的管理流程。（√）22）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡期以一个月为宜。凝汽式电厂选在春季或秋季；热电厂宜选择两个平衡期，一个在冬季，另一个在夏季。（√）23）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定火力发电厂能量平衡测试应每5年进行一次，故新投产机组应在投产后5年内开展一次全厂能量平衡测试。（×）110
11924）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：若有扩建、大型改造项目，在正常运行后一年内应补做一次能量平衡测试。（√）25）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》规定，计算综合能耗时，各种能源折算为一次能源的单位为标准煤当量。（√）26）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定：能源计量器具应实行定期检定（校准）。凡经检定（校准）不符合要求的或超过检定周期的计量器具一律不准使用。（√）27）GB/T28557-2012《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》规定：上网或并网运行一年以上的燃煤发电机组及所在发电企业均适用于本标准。（√）28）GB/T28557-2012《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》规定：发电机组运行期间外部条件发生变化时，供电标准煤耗基础值等于机组运行外部条件未发生变化时基础值乘以基础值修正系数。（√）29）DL/T255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》规定：节能管理、能源计量管理和燃料管理为定性综合指标，煤耗率、厂用电率、燃油消耗和全厂发电综合耗水率为定量综合指标，其它指标为设备指标。（√）30）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》规定：耗能工质是在生产过程中所消耗的不作为原料使用、也不进入产品，在生产或制取时需要直接消耗能源的工作物质。（√）31）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》规定：能源的等价值是生产单位数量的二次能源或耗能工质所消耗的各种能源折算成一次能源的能量。（√）32）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》由中华人民共和国国家发展和改革委员会发布。（√）33）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》是为发电企业技术监督工作而制定。（×）34）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：技术监督工作要贯彻“安全第一、预防为主”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以111
120质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对发电布局规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。（√）35）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：发电企业技术监督专责人每年12月30日前应组织制定下年度技术监督工作计划，报送产业公司、区域公司，同时抄送西安热工院。（×）36）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于集团公司、产业公司、区域公司、发电企业（含新、扩建项目）。各产业公司、区域公司及所属发电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督管理标准。（√）37）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：发电企业发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后48小时内，技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业公司、区域公司和西安热工院。（×）38）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：根据企业的具体情况，制定相关技术监督管理标准、考核细则及相关制度，明确各项技术监督岗位资格标准和职责。（√）39）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：各发电企业每年1月15日前编制完成上年度技术监督工作总结，报送产业公司、区域公司，同时抄送西安热工院。（×）40）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：被评价的发电企业按得分率高低分为四个级别，即：良好、符合、基本符合、不符合。（×）41）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：各发电企业应按照本办法和《华能电厂安全生产管理体系要求》规定，编制本企业各专业技术监督管理标准。（√）42）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：一级预警通知单由集团公司安监部提出和签发（对于技术监督服务单位监督服务过程中发现的一级预112
121警问题，技术监督服务单位填写预警通知单后发送西安热工院，由热工院签发），同时抄报集团公司安生部，抄送产业公司、区域公司生产部。（×）43）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：集团公司、产业公司、区域公司及所属发电企业应按照《电力工业技术监督管理规定》、DL/T1051、行业和集团公司技术监督标准开展技术监督工作，履行相应的技术监督职责。（√）44）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：集团公司技术监督工作实行三级管理。第一级为厂级，第二级为生技部（策划部），第三级为班组。（×）45）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：技术监督专责人应建立本专业监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管。（√）46）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：发电企业技术监督专责人应按照各专业监督标准规定的季报格式和要求，组织编写上季度技术监督季报，每季度首月5日前报送产业公司、区域公司和西安热工院。（√）47）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》由2015年5月1日发布并实施。（√）48）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定了集团公司所属火力发电厂燃煤机组设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造的全过程节能监督的技术、监督管理及评价与考核的要求。（√）49）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》适用于集团公司火力发电厂新建、改建、扩建以及现役燃煤发电机组的节能监督工作，燃用生物质、垃圾等其它固体燃料的火力发电机组可参照执行。（√）50）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能技术监督是依据国家法律、法规和相关国家、行业标准，采用技术措施或技术手段，对发电企业在规划、设计、制造、建设、运行、检修和技术改造过程中有关能耗的重要参数、性能和指标进行监测、检查、分析、评价和调整，做到合理优化用能，降低113
122资源消耗。（√）51）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能监督工作应贯彻“安全第一，预防为主”的方针，涉及与电厂经济性有关的设备及管理工作，涵盖进出用能单位计量点之间的能量消耗、能量转换、能量输送过程的所有设备、系统，目的是使电厂的煤、电等消耗指标达到最佳水平，而不管油、水、汽等的消耗。（×）52）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：各电厂应按照集团公司《华能电厂安全生产管理体系要求》、《电力技术监督管理办法》中有关技术监督管理和本标准的要求，结合本厂实际情况，制定电厂节能监督管理标准和实施细则；依据国家和行业有关标准、规程和规范，编制并执行运行规程、检修规程和检验及试验规程等相关/支持性文件；以科学、规范的监督管理，保证节能监督工作目标的实现和持续改进。（√）53）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能监督管理应具备的相关/支持性文件包括：节能技术监督实施细则（包括执行标准、工作要求）、节能监督考核制度、能源计量管理制度、非生产用能管理制度、节油节水管理制度、节能试验管理制度（含定期化验）、节能培训管理制度、发电厂统计管理制度、经济指标计算办法及管理制度、设备检修管理标准、运行管理标准、燃料管理标准。（√）54）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：各电厂应建立健全由生产副厂长（总工程师）领导下的节能技术监督管理网络体系。第一级为厂级，包括生产副厂长（总工程师）领导下的节能监督专责人；第二级为部门级，包括运行部锅炉专工、汽机专工、化学专工，检修部锅炉专工、汽机专工、热工专工、电气专工，燃料部门的燃料专工，行政部门的节能员；第三级为班组级，包括各专工领导的班组人员。在生产副厂长（总工程师）领导下由节能监督专责人统筹安排，协调运行、检修等部门，协调锅炉、汽机、化学、燃料、热工、电气等相关专业共同配合完成节能监督工作。（√）114
12355）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能技术监督专责人无需建立节能监督档案资料目录清册，只需根据节能监督组织机构的设置和受监设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点即可。（×）56）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能监督评价内容分为技术监督管理、技术监督标准执行两部分，总分为800分。（×）57）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能监督网络人员档案应包括节能监督专责人员上岗资格证书、能源管理师证书、能源计量管理资质证书。（√）2.3选择题1）《中华人民共和国节约能源法》规定，国家对落后的耗能过高的用能产品、设备实行（b）。a．监督机制；b．淘汰制度；c．监审制度。2）《中华人民共和国节约能源法》规定，固定资产投资项目建设单位开工建设不符合强制性节能标准的项目或者将该项目投入生产、使用的，由管理节能工作的部门责令停止建设或者停止生产、使用，限期改造；不能改造或者逾期不改造的生产性项目，（b）。a．由管理节能工作的部门报请本级人民政府按照国务院规定的权限审查后限制使用；b．由管理节能工作的部门报请本级人民政府按照国务院规定的权限责令关闭；c．使用单位报请管理节能工作的部门审查后限制使用。3）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，火力发电企业试生产阶段应进行的节能试验项目有（d）。a.锅炉热效率试验、锅炉最大出力试验、锅炉额定出力试验、锅炉断油最低出力试验、制粉系统出力及磨煤单耗试验；b.汽轮机组热耗率试验、汽轮机最大出力试验、汽轮机额定出力试验；c.供电煤耗测试、机组散热测试；115
124d.以上所有试验。4）《中华人民共和国节约能源法》规定，国家实行节能目标（a）和节能考核评价制度，将节能目标完成情况作为对地方人民政府及其负责人考核评价的内容。a．责任制；b．核算制；c．负责制。5）《中华人民共和国节约能源法》规定，重点用能单位应当设立能源管理岗位，在具有节能专业知识、实际经验以及（b）以上技术职称的人员中聘任能源管理负责人，并报管理节能工作的部门和有关部门备案。a．初级；b．中级；c．高级。6）《中华人民共和国节约能源法》规定，节能宣传的目的是通过宣传，提高全民的（a）和节约意识，增强节能的紧迫感和责任感，使节能变成每个人的自觉行动，动员全社会加快建设节约型社会。a．能源忧患意识；b．环境意识；c．节能意识。7）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，节能技术监督是采用技术手段或措施，对电网企业、发电企业在（a）中有关能耗的重要性能参数与指标实行监督、检查、评价及调整。a．规划、设计、制造、建设、运行、检修和技术改造；b．规划、设计、制造、建设；c．运行、检修。8）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》规定，发电企业的主要监督内容有（c）项。a．10；b．11；c．12。9）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》规定，电力技术监督实行监督报告、（c）和责任处理制度。a．审核；b．批准；c．签字验收。10）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》规定，建立和健全设备质量全过程监督的验收签字制度。对质量不符合规定要求的设备材料以及安装、检修、改造等工程，116
125电力技术监督人员（b）拒绝签字，并（b）越级上报。a．无权，可；b．有权，可；c．有权，不可。11）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，在（a）过程中，所有能源计量表计应齐备，包括入厂燃料、入炉燃料、用水、用电、用热等。a．设计和安装；b．基建和调试；c．运行和检修。12）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，生产用能和非生产用能（a）。a．严格分开，并对非生产用能按规定收费；b．不必分开；c．需要分开，但不需收费。13）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督工作要贯彻（c）的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对发电布局规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。a．“安全、经济、环保”；b．“基建监督、运行监督、检修监督”；c．“安全第一、预防为主”。14）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，集团公司技术监督工作实行三级管理。第一级为（），第二级为（），第三级为（b）。集团公司委托西安热工研究院有限公司（以下简称“西安热工院”）对集团公司系统技术监督工作开展情况进行监督，并提供技术监督管理技术支持服务。a．厂级，策划部、生技部，班组；b．集团公司，产业公司、区域公司，发电企业；c．区域公司、产业公司，发电企业策划部，发电企业班组。15）下列叙述哪些是中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》的规定？（a）。117
126a．本制度适用于集团公司及所属产业公司、区域公司和发电企业的技术监督管理工作；b．本制度适用于集团公司所属发电企业（含新、扩建项目），各发电企业应根据本制度，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督管理办法；c．本制度适用于集团公司所属火电、水电、风电电企业（含新、扩建项目），各发电企业应根据本制度，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督管理办法。16）中国华能集团公司企业标准《Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，新机性能考核试验值或机组A级检修后或改造后汽轮机热耗高于设计保证值（a），以上属于节能监督一级预警。a．300kJ/（kW·h）；b．150kJ/（kW·h）；c．100kJ/（kW·h）。17）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，新机性能考核试验值或机组A/B级检修后或改造后锅炉效率低于设计保证值（a）个百分点，属于节能监督一级预警。a．1；b．0.5；c．0.3。18）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，生产供电煤耗（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）（b）g/（kW•h）以上，属于节能监督一级预警。a．5；b．10；c．15。19）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，生产厂用电率（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）（b）个百分点以上，属于节能监督一级预警。a．0.5；b．1；c．1.5。20）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，给水温度低于相应负荷设计值（b）以上属于节能监督三级预警。118
127a．3℃；b．5℃；c．10℃。21）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，真空比相应循环水进水温度或环境温度下的设计值低（b）属于节能监督三级预警。a．0.8kPa；b．2kPa；c.3kPa。22）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，真空比设计值低2kPa而未进行冷端综合治理，属于（b）级预警。a．一；b．二；c.三。23）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，对于湿冷机组，300MW容量以上真空系统严密性超过（a），300MW容量以下湿冷机组真空严密性超过500Pa/min属于节能监督三级预警。a．300Pa/min；b．400Pa/min；c．500Pa/min。24）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，对于空冷机组，真空严密性超过（c）属于节能监督三级预警。a．100Pa/min；b．130Pa/min；c．200Pa/min。25）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，回转式空预器漏风超过（b）属于节能监督三级预警。a．8%；b．10%；c．12%。26）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，锅炉排烟温度（修正值）高于设计值（c）以上属于节能监督三级预警。a．5℃；b．10℃；c．20℃。27）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，飞灰可燃物超过考核值（b）个百分点属于节能监督三级预警。a．1；b．3；c．5。119
12828）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，主蒸汽温度低于设计值（b）以上属于节能监督三级预警。a．5℃；b．10℃；c．15℃。29）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，入厂与入炉煤热值差超过（c），属于节能监督二级预警。a．800kJ/kg；b．418kJ/kg；c．627kJ/kg。30）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，超（超）临界机组补水率大于1.0％，亚临界机组补水率大于（b）属于节能监督三级预警。a．1.0%；b．1.5%；c．2%。31）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，供电煤耗超过两型企业标准（a）以上，发电厂用电率超过两型企业标准0.3个百分点的属于节能监督三级预警。a．3g/kW·h；b．5g/kW·h；c．10g/kW·h。32）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，场损率大于（b）属于节能监督三级预警。a．0.1%；b．0.5%；c．1.5%。33）中国华能集团公司企业标准《Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，凝汽器端差超过设计值（b）℃以上，属于三级预警。a．3℃；b．5℃；c．10℃。34）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，再热蒸汽温度低于设计值（b）以上属于节能监督三级预警。a．10℃；b．15℃；c．20℃。35）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，再热器减温水流量大于（c）t/h，属于三级预警。a．5；b．10；c．20。120
12936）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡测试，应每（b）年进行一次；新建项目应在新机组投入稳定运行一年内进行。若有扩建、大型改造项目，在正常运行后一年内应补做一次。a．3；b．5；c．6。37）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》规定，用能单位实际消耗的燃料能源应以其（b）为计算基础折算为标准煤量。a．高位发热量；b．低位发热量。38）GB/T28557-2012《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》规定，供电标准煤耗修正主要包括对（d）的修正。a．机组负荷率；b．机组启停调峰次数；c．燃煤成分；d．以上全部因素。39）DL/T255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》规定：能耗状况评价宜每（b）年不少于一次，评价期宜选择近期一个完整年度。a．两；b．三；c．四。40）华能集团《对标管理暂行办法》规定，对标指标按标杆值的选取来源分为（d）种。a．两；b．三；c．四。41）华能集团《对标管理暂行办法》规定，行业对标是指与行业内标杆企业的比较，对标指标主要为生产技术水平、经济效益、管理方法、管理效率、风险控制等体现行业管理水平的指标。在行业标杆企业为选定的竞争对手的情况下，行业对标等同于（b）。a．内部对标；b.竞争性对标；c.标准对标。42）GB/T13234-2009《企业节能量计算方法》规定，企业节能量一般分为（d）等。a.产品节能量、产值节能量；b.技术措施节能量、产品结构节能量；c.单项能源节能量；d.以上全部。43）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》由中华人民共和国国家发展和改革委121
130员会于2007年7月20日发布，自（b）实施。a．2007年7月20日；b．2007年12月1日；c．发布之日。44）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》由中国华能集团公司于2015年5月1日发布，自（c）实施。a．2015年12月1日；b．2016年1月1日；c．2015年5月1日。45）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公司”）电力技术监督（以下简称“技术监督”）管理工作的（a）。a．机构职责、监督范围和管理要求；b．组织机构、监督范围和工作要求。46）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于（a）的技术监督管理工作。a．集团公司及所属产业、区域公司和发电企业；b．集团公司所属电力企业。47）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通；通过（b），提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。a．有效的手段，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题；b．采用有效的测试和管理手段，对发电设备的健康水平及与安全、质量、经济、环保运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题。48）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于集团公司、产业、区域子公司、发电企业（含新、扩建项目）。各产业、区域子公司及所属发电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的（b）。a．技术管理规定；b．技术监督管理标准。49）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，各发电企业是设备的（c），对技术监督工作负直接责任。122
131a．管理者和监督者；b．维护者和监督管理者；c．直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。50）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责人，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督（a）等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。a．工作计划、报表、总结；b．速报、季报、总结；c．各种报表。51）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，建立健全企业技术监督工作网络，落实各级技术监督岗位责任制，确保技术监督专责人员（b）。a．实名上岗；b．持证上岗。52）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，对于技术监督服务合同履约情况，接受（a）和发电企业的监督检查。a．集团公司、产业公司、区域公司；b．上级安监部门。53）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业要严格按技术标准、规程、规定和反措开展监督工作。当国家标准和制造厂标准存在差异时，按高标准执行；由于设备具体情况而不能执行技术标准、规程、规定和反措时，应（b），由发电企业技术监督负责人批准，并报上级技术监督管理部门。a．放弃监督；b．进行认真分析、讨论并制定相应的监督措施。54）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业要积极利用机组检修机会开展技术监督工作。在修前应广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案，在检修中组织实施。在检修后要对技术监督工作项目（a），对监督设备的状况给予正确评估，并总结检修中的经验教训。a．做专项总结；b．做专项检查。55）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督工作实行动态检查评价制度。技术监督评价依据本办法及相关火电、水电、风电、光伏监督123
132标准，评价内容包括（c）。a．监督机构、挡案管理、监督过程；b．监督管理标准、监督技术标准、挡案资料管理；c．技术监督管理与监督过程实施情况。56）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，被评价的发电企业按得分率高低分为四个级别，即：（a）。a．优秀、良好、合格、不符合；b．良好、符合、基本符合、不符合；c．优秀、良好、基本符合、不符合。57）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督评价包括：（c）。a．班组自我评价、监督专责人评价、厂级评价；b．班组自我评价、厂级评价、产业、区域子公司评价；c．集团公司技术监督评价，属地电力技术监督服务单位技术监督评价，发电企业技术监督自我评价。58）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，集团公司定期组织西安热工院和公司系统内部专家，对发电企业开展动态检查评价，评价工作按照各专业技术监督标准执行，分为（b）。a．厂级评价和第三方评价；b．现场评价和定期评价；c．集团公司评价和专家组评价。59）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督服务单位应对所服务的发电企业每年开展1～2次技术监督动态检查评价。评价工作按照（a）的规定执行，检查后三周内应应参照附录C编制完成评价报告，并将评价报告电子版和书面版报送产业、区域子公司及发电企业。a．各专业技术监督标准；124
133b．附录D3（规范性附录）中国华能集团公司火力发电企业技术监督动态检查考核表。60）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业收到评价报告后两周内，组织有关人员会同（b），在两周内完成整改计划的制定，经产业、区域子公司生产部门审核批准后，将整改计划书报送集团公司，同时抄送西安热工院、技术监督服务单位。电厂应按照整改计划落实整改工作，并将整改实施情况及时在技术监督季报中总结上报。a．设备厂家或技术服务单位；b．西安热工院或技术监督服务单位。61）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定的节能监督技术资料档案应包括（abcde）等几个方面。a．设计和基建阶段技术资料；b．发电厂规程及系统图；c．试验、测试、化验报告；e．能源计量管理和技术资料；f．节能监督管理资料档案。62）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：在生产副厂长（总工程师）领导下由（a）统筹安排，协调运行、检修等部门，协调锅炉、汽机、化学、燃料、热工、电气等相关专业共同配合完成节能监督工作。a．节能监督专责人；b．策划部领导；c．统计专责人。63）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：应配备必须的能源计量器具和节能监督用仪器、仪表。应编制节能监督用仪器、仪表使用、操作、维护规程，规范仪器仪表管理。火电厂节能监督用仪器主要有（abc）。a．测温仪；b．便携式氧量计；c．便携式超声波流量计；d．测振仪。64）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：电厂节能技术监督工作计划应实现动态化，即每季度应制定技术监督工作计划。年度（季度）监督工作计划应包括（abcde）等主要内容。a．技术监督组织机构和网络完善，监督管理标准、技术标准规范制定、修订计划，人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）；125
134b．技术监督例行工作计划，技术监督定期工作会议计划；c．定期试验、化验计划（含机组检修前后热力性能试验等）；d．能源计量器具检定、检验、校验计划；e．技术监督自我评价、动态检查和复查评估计划，技术监督预警、动态检查等监督问题整改计划。65）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能技术监督专责人应按照附录H的季报格式和要求，组织编写上季度节能技术监督季报，经电厂归口职能管理部门汇总后，于每季度（b）前，将全厂技术监督季报报送产业公司、区域公司和西安热工院。a．首月7日；b．首月5日；c．次月7日；d．次月5日。66）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能技术监督专责人应于每年（c）前编制完成上年度技术监督工作总结，并报送产业公司、区域公司和西安热工院。a．1月15日；b．1月10日；c．1月5日；d．1月1日。67）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能专业（a）至少召开一次技术监督工作会议，会议由节能监督专责人主持并形成会议纪要。a．每月；b．每季。2.4综合应用题1）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》指出技术监督管理的目的是什么?答：技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通；通过采用有效的测试和管理手段，对发电设备的健康水平及与安全、质量、经济、环126
135保运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题，提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。2）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业应如何建立技术监督管理机构?答：应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责人，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督工作计划、报表、总结等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。已投产发电企业技术监督工作由生产管理部门归口管理，新建项目的技术监督工作由工程管理部门归口管理。3）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，火力发电企业的技术监督范围有哪些?答：火力发电厂的监督范围包括：绝缘、继电保护及安全自动装置、励磁、电测、电能质量、节能、环保、锅炉、汽轮机、燃气轮机、热工、化学、金属、锅炉压力容器和供热等15项专业监督。4）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定的发电企业技术监督主要职责有几条?答：共14条。5）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定的各专业技术监督管理标准的编制依据有哪些?答：各专业技术监督管理标准的编制依据是：Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》和Q/HN-1-0000.08.049-2015《华能电厂安全生产管理体系要求》。6）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，如何确定监督标准的符合性?答：（1）国家、行业的有关技术监督法规、标准、规程及反事故措施，以及集团公司相关制度和技术标准，是做好技术监督工作的重要依据，各产业、区域子公司、127
136发电企业应对发电技术监督用标准等资料收集齐全，并保持最新有效。（2）发电企业应建立、健全各专业技术监督工作制度、标准、规程，制定规范的检验、试验或监测方法，使监督工作有法可依，有标准对照。（3）各技术监督专责人应根据新颁布的国家、行业标准、规程及上级主管单位的有关规定和受监设备的异动情况，对受监设备的运行规程、检修维护规程、作业指导书等技术文件中监督标准的有效性、准确性进行评估，对不符合项进行修订，履行审批流程后发布实施。7）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，如何确认仪器仪表有效性?答：（1）发电企业应配备必需的技术监督、检验和计量设备、仪表，建立相应的试验室和计量标准室。（2）发电企业应编制监督用仪器仪表使用、操作、维护规程，规范仪器仪表管理。（3）发电企业应建立监督用仪器仪表设备台账，根据检验、使用及更新情况进行补充完善。（4）发电企业应根据检定周期和项目，制定仪器仪表年度检验计划，按规定进行检验、送检和量值传递，对检验合格的可继续使用，对检验不合格的送修或报废处理，保证仪器仪表有效性。8）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督专责人如何确保技术监督原始档案和技术资料的完整性和连续性?答：（1）应按照集团公司各专业技术监督标准规定的技术监督资料目录和格式要求，建立健全技术监督各项台账、档案、规程、制度和技术资料；（2）技术监督专责人应建立本专业监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管。9）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业技术监督年度计划的制定依据至少应包括哪些方面?答：发电企业技术监督工作计划的制定依据主要包括：a）国家、行业、地方有关电力生产方面的政策、法规、标准、规程和反措要求；b）集团公司、产业、区域子公司和发电企业技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；128
137c）集团公司、产业、区域子公司和发电企业技术监督工作规划与年度生产目标；d）技术监督体系健全和完善化；e）人员培训和监督用仪器设备配备与更新；f）主、辅设备目前的运行状态；g）技术监督动态检查、预警、月（季）报提出问题的整改；a）h）收集的其它有关发电设备设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造等方面的动态信息。10）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业年度监督工作计划主要包括哪些内容?答：发电企业年度监督工作计划主要包括：a）技术监督组织机构和网络完善；b）监督管理标准、技术标准规范制定、修订计划；c）人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）；d）技术监督例行工作计划；e）检修期间应开展的技术监督项目计划；f）监督用仪器仪表检定计划；g）技术监督自我评价、动态检查和复查评估计划；h）技术监督预警、动态检查等监督问题整改计划；i）技术监督定期工作会议计划。11）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，对被监督设备（设施）的技术监督要求主要包括哪些?答：对被监督设备（设施）的技术监督要求主要包括：a）应有技术规范、技术指标和检测周期；b）应有相应的检测手段和诊断方法；c）应有全过程的监督数据记录；d）应实现数据、报告、资料等的计算机记录；129
138e）应有记录信息的反馈机制和报告的审核、审批制度。12）中国华能集团公司企业标准《Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业发生哪些异常或事件时，应在事件后24小时内，将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业公司、区域公司和西安热工院。答：发电企业发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后24小时内，技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业公司、区域公司和西安热工院。13）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，年度监督工作总结主要应包括那些内容?答：a）主要监督工作完成情况、亮点和经验与教训；b）设备一般事故、危急缺陷和严重缺陷统计分析；c）存在的问题和改进措施；d）下一步工作思路及主要措施。14）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定技术监督工作的评价依据和内容是什么?答：技术监督工作实行动态检查评价制度。技术监督评价依据本办法及相关火电、水电、风电、光伏监督标准，评价内容包括技术监督管理与监督过程实施情况。15）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定被评价的发电企业按得分率高低分为哪四个级别?答：得分率高于或等于90%为“优秀”；80%～89%为“良好”；70%～79%为“合格”；低于70%为“不符合”。16）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定技术监督工作评价包括那三个层次的评价?答：技术监督评价包括：集团公司技术监督评价，属地电力技术监督服务单位技130
139术监督评价，发电企业技术监督自我评价。17）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定技术监督工作定期评价的主要内容是?答：技术监督定期评价按照发电企业生产技术管理情况、机组障碍及非计划停运情况、监督工作报告内容符合性、准确性、及时性等进行评价，通过年度技术监督报告发布评价结果。18）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定技术监督预警分为几级管理?答：分为三级管理。其中第一级为严重预警，第二级为重要预警，第三级为一般预警。19）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定年度节能监督工作总结主要包括哪些内容？答：年度节能监督工作总结主要包括以下内容：a）主要工作完成情况、亮点和经验与教训（含主要技术经济指标完成情况及分析）；b）设备一般事故、危急缺陷和严重缺陷统计分析；c）监督存在的主要问题和改进措施；d）下一步工作思路、计划、重点和改进措施。20）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定的火力发电厂燃煤机组节能监督一级预警项目主要内容有哪些?答：（1）以下参数超标：a）生产供电煤耗（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）10g/（kW•h）以上；b）生产厂用电率（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）1个百分点以上；c）新机性能考核试验值：锅炉热效率低于合同保证值1个百分点，汽轮机热耗率131
140高于合同保证值300kJ/（kW•h）以上；机组A级检修后：锅炉热效率低于合同保证值1个百分点，汽轮机热耗率高于合同保证值300kJ/（kW•h）以上。（2）以下技术管理不到位：对二级预警项目未及时采取措施进行整改。21）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定的火力发电厂燃煤机组节能监督二级预警项目主要内容有哪些?答：（1）以下参数超标：a）生产供电煤耗（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）5（含）g/（kW•h）以上；b）生产厂用电率（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）0.5（含）个百分点以上；c）新机性能考核试验值：锅炉热效率低于合同保证值0.5个百分点，汽轮机热耗率高于合同保证值150kJ/（kW•h）以上；机组A级检修后：锅炉热效率低于合同保证值0.5个百分点，汽轮机热耗率高于合同保证值150kJ/（kW•h）以上；d）入厂与入炉煤热值差（按上年度累计值）超过627kJ/kg。（2）以下技术管理不到位：对三级预警项目未及时采取措施进行整改。22）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定的火力发电厂燃煤机组节能监督三级预警项目主要内容有哪些?答：（1）以下参数超标：a）生产供电煤耗（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）3（含）g/（kW•h）以上；b）生产厂用电率（按上年度累计值）高于优秀两型企业（300MW及以上）或两型企业（300MW以下）规定值（修正后）0.3（含）个百分点以上；c）主蒸汽温度低于设计值10℃以上；d）再热蒸汽温度低于设计值15℃以上；e）锅炉排烟温度（修正值）高于设计值20℃以上；f）飞灰可燃物含量超过考核值3个百分点以上；132
141g）再热器减温水流量大于20t/h；h）管式空气预热器漏风率超过6%，回转式空气预热器漏风率超过10%；i）给水温度低于相应负荷设计值5℃以上；j）对于湿冷机组，300MW容量以上机组真空系统严密性超过300Pa/min，300MW容量以下机组真空严密性超过500Pa/min；对于空冷机组，真空严密性超过200Pa/min；k）真空比设计值低2kPa；l）凝汽器端差高于考核值5℃；m）超（超）临界机组补水率大于1.0%，亚临界机组补水率大于1.5%；n）入炉煤低位发热量低于设计值15%，硫分高于设计值30%；o）场损率大于0.5%。（2）以下技术管理不到位：a）未按要求开展相关热力试验：新机（汽轮机、锅炉）投产性能考核试验、汽轮机A/B级检修前/后性能试验、锅炉A/B级检修前/后效率试验、汽轮机本体改造后的汽轮机定滑压优化运行试验、冷端优化试验、锅炉设备改造后或煤种改变后的燃烧调整及制粉系统优化试验、配煤掺烧试验、风机改造前后的风机热态性能试验；b）新机考核及A/B级检修后的性能试验结果（汽轮机缸效率、修正后的汽轮机热耗率和锅炉效率）不达标而未制定整改计划；c）未按照优化运行试验给出的参数和运行方式运行；d）热力系统及疏水系统阀门泄漏严重，如主/再热蒸汽管道疏水门、抽汽管道疏水门、高压加热器事故疏水门、汽轮机本体疏水门、给水泵再循环门、锅炉排污系统门、高低压旁路门等；e）未按照华能集团相关规定进行盘煤。23）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定的火力发电厂燃煤机组节能监督工作评价表所规定的节能监督管理考核指标有多少项?具体指标是那些?答：火力发电厂燃煤机组节能监督工作评价表中规定的监督管理考核指标包括三133
142大项13小项，具体为：（1）综合技术经济指标，包括发电量、供热量、发电煤耗率、生产供电煤耗率、综合供电煤耗率、发电（生产）厂用电率、供热厂用电率、综合厂用电率、单位发电量取水量（发电水耗率）、发电用油量、入厂/入炉煤热值差；（2）监督预警问题整改完成率；（3）现场评价（动态检查）提出问题整改完成率。24）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定的火力发电厂燃煤机组节能监督所规定的技术监督工作评价表中规定的评价项目数是多少项?考核满分是多少分?答：火力发电厂燃煤机组节能监督工作评价内容分为技术监督管理和技术监督标准执行两部分，其中监督管理评价部分29小项共400分，监督标准执行部分56小项共600分，考核满分是1000分。25）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定，一级预警通知单由哪个单位提出?哪个主管部门签发?答：一级预警通知单由西安热工院提出和签发（对于技术监督服务单位监督服务过程中发现的一级预警问题，技术监督服务单位填写预警通知单后发送西安热工院，由热工院签发），同时抄报集团公司安生部，抄送产业公司、区域公司生产部。26）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，每月对燃料盘点应由哪些部门相关人员共同参加？答：策划、运行、燃料、财务、监审等。27）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，电厂应按要求建立健全能源计量管理制度，并保持和持续改进其有效性。管理制度应形成文件，传达至有关人员，被其理解、获取和执行。请问能源计量管理制度至少应包括哪些内容？答：能源计量管理制度至少应包括：a）能源计量管理职责；b）能源计量器具配备、使用和维护管理制度；c）能源计量器具周期检定/校准管理制度；134
143d）能源计量人员配备、培训和考核管理制度；e）能源计量数据采集、处理、统计分析和应用制度；f）能源计量工作自查和改进制度。28）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定，电厂能源计量器具的配备应满足哪些方面的要求？答：电厂能源计量器具的配备应能满足能耗定额管理、能耗考核及商务结算的需要，应满足以下要求：a）贸易结算的要求；b）能源分类计量的要求；c）用能单位实现能源分级分项统计和核算的要求；d）用能单位评价其能源加工、转换、输运效率的要求；e）应配备必要的便携式能源计量器具，如便携式超声波流量计等，以满足自检自查的要求；f）计算和评价单台机组发电（供热）煤耗的要求；g）计算和评价单台锅炉热效率、汽轮发电机组热效率的要求；h）计算和评价单台机组厂用电率的要求；i）计算和评价生产补水率、非生产补水率、化学自用水率的要求。29）华能集团《对标管理暂行办法》，对标管理遵循的原则是什么？答：对标管理遵循的原则是：a）全面对标、闭环管理；b）动态对标、循序渐进；c）有效对标、长效管理。30）华能集团《对标管理暂行办法》，对标指标按标杆值的选取来源分为哪几种？答：内部对标、竞争性对标、行业对标和标准对标四种。31）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定，哪些情况消耗的燃煤、燃油等燃料不计入火力发电厂标准煤量计算燃料中？135
144答：以下情况消耗的燃煤、燃油等不计入火力发电厂发电煤耗计算燃料：a）新设备或大修后设备的烘炉、暖机、空载运行的燃料。b）新设备在未移交生产前的带负荷试运行期间，耗用的燃料。c）计划大修以及基建、更改工程施工用的燃料。d）发电机做调相运行时耗用的燃料。e）厂外运输用自备机车、船舶等耗用的燃料。f）非生产用（修配车间、副业、综合利用等）的燃料。32）国家中长期节能规划（2006-2020）中，提出了哪十大节能工程？答：电机系统节能，能量系统优化，余热余压利用，燃煤工业锅炉（窑炉）改造，节约和替代燃油，绿色照明，区域热电联产工程，建筑节能工程，政府机构节能工程，节能监测和技术服务体系建设工程。33）中华人民共和国国家发展和改革委员会令第6号《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》规定，固定资产投资项目节能评估报告书应包括哪些内容？答：主要应包括以下内容：a）评估依据；b）项目概况；c）能源供应情况评估，包括项目所在地能源资源条件以及项目对所在地能源消费的影响评估；d）项目建设方案节能评估，包括项目选址、总平面布置、生产工艺、用能工艺和用能设备等方面的节能评估；e）项目能源消耗和能效水平评估，包括能源消费量、能源消费结构、能源利用效率等方面的分析评估；f）节能措施评估，包括技术措施和管理措施评估；g）存在问题及建议；h）结论。34）中华人民共和国国家发展和改革委员会令第6号《固定资产投资项目节能评136
145估和审查暂行办法》规定，节能审查机关主要依据哪些条件对项目节能评估文件进行审查？答：主要依据以下条件：a）节能评估依据的法律、法规、标准、规范、政策等准确适用；b）节能评估文件的内容深度符合要求；c）项目用能分析客观准确，评估方法科学，评估结论正确；d）节能评估文件提出的措施建议合理可行。35）国家中长期节能规划（2006-2020）中，发电工业的发展思路是什么？答：大力发展60万千瓦及以上超（超）临界机组、大型联合循环机组；采用高效、洁净发电技术，改造在运火电机组，提高机组发电效率；实施“以大代小”、“上大压小”和小机组淘汰退役，提高单机容量；发展热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。36）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定，汽轮机监督的经济性指标有哪些？答：汽轮机监督的经济性指标主要包括汽轮机热耗率、高中低压缸效率、主汽压力、主汽温度、再热汽温、真空度、给水温度、各加热器上下端差、高加投入率、凝汽器端差、凝汽器过冷度、真空严密性、冷却塔出水温度、再热减温水、胶球投入率、胶球回收率、凝泵耗电率、循环水泵耗电率、给水泵耗电率等。37）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》中节能监督工作评价表中现场查看主要有哪几项内容？答：现场查看主要包括：a）重要监视参数测点，如排烟温度、空预器入口风温、排烟含氧量、飞灰取样测点抽查，安装位置是否具有取样的代表性，每次大修结束后是否进行代表点标定；锅炉、汽轮机及其主要辅机的热力试验测点。b）煤场管理情况。c）入炉煤采样、制样、化验及计量工作应满足华能集团公司节能监督技术标准要137
146求。d）锅炉设备运行情况。e）汽轮机设备运行情况。f）其他设备及系统的运行情况。g）热力系统泄漏情况。h）保温抽查。i）运行表单的抽查。38）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》指出火力发电厂能量平衡的目的是什么？答：火力发电厂能量平衡的目的是通过火力发电厂能量平衡工作，查清火力发电厂各主要生产环节能源消耗情况和节能潜力，为确定火力发电厂节能工作方向、实施节能技术改造、提高能源利用率、提升节能降耗管理水平提供依据。39）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》规定火力发电厂燃料平衡的目的是什么？答：火力发电厂燃料平衡的目的是通过对火力发电厂各种燃料参数的测试和分析，查清平衡期内燃料的流向和收支状况，评估燃料管理水平和利用程度，为燃料的科学管理和利用提供依据。40）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定用能单位应建立能源计量器具档案，主要包括哪些内容？答：能源计量器具档案主要包括以下内容：a）计量器具使用说明书；b）计量器具出厂合格证；c）计量器具最近两个连续周期的检定（测试，校准）的证书；d）计量器具维修记录；e）计量器具其它相关信息。41）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》规定，发电企业的电力技术监督职责138
147包括哪几项？a）贯彻执行国家、行业有关电力技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。b）建立健全技术监督网络和各级监督岗位责任制，开展本单位技术监督工作自查自评。c）对所辖设备按规定进行监测，对设备的维护和修理进行质量监督，并建立健全设备档案。d）组织开展本企业新建、扩建、改建电力工程的设计审查和施工质量的检查验收，设备应符合并网技术质量标准与条件。e）加强对技术监督人员的培训，不断提高技术监督人员专业水平。f）配合所在电网对涉及电网安全、优质、经济运行的设备，包括继电保护及安全自动装置、发电机励磁系统、自动发电控制系统与无功调节能力、一次调频、通信、电能计量装置、升压站电气设备等系统或专业开展技术监督工作。g）定期组织召开电力技术监督工作会议，总结、交流电力技术监督工作经验，通报电力技术监督工作信息，部署下阶段技术监督工作任务。h）按DL/T1051-2007《电力技术监督导则》第4.3条规定的内容开展技术监督工作。139
148第三章标准规范知识3.1名词解释1）锅炉热效率（DL/T1052-2007《节能技术监督导则》）：锅炉热效率是指锅炉输出热量占输入热量的百分率。2）空气预热器漏风率（DL/T1052-2007《节能技术监督导则》）：空气预热器漏风率是指漏入空气预热器烟气侧的空气质量占进入空气预热器烟气质量的百分率。3）吹灰器投入率（DL/T1052-2007《节能技术监督导则》）：吹灰器投入率是指考核期间内吹灰器正常投入台次与该装置应投入台次之比值的百分数。4）燃料检斤率（DL/T1052-2007）《节能技术监督导则》）：燃料检斤率是指燃料检斤量与实际燃料收入量的百分比。5）汽轮机额定蒸汽参数（DL/T893-2004《电站汽轮机名词术语部分》）：额定蒸汽参数是指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。6）节流损失（DL/T893-2004《电站汽轮机名词术语部分》）：由于节流作用引起的蒸汽压力下降而造成的能量损失。7）汽轮机额定功率或铭牌功率（TRL）（DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》）：额定功率或铭牌功率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。8）汽轮机热耗率（DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》）：热耗率是指外界输入循环的热量与输出功率之比，是热效率的倒数。9）汽轮机滑压运行（DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》）：滑压运行是指发电机组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140
149全开位置上。10）凝汽器热负荷（DL/T892-2004《电站汽轮机名词术语》）：凝汽器热负荷是指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（DL/T893-2004《电站汽轮机名词术语》）：随着真空的提高，汽轮机功率开始不再增加时的真空是极限真空。12）除氧器滑压运行（DL/T893-2004《电站汽轮机名词术语》）：除氧器滑压运行是指除氧器压力随机组负荷的变化而变化的运行方式。13）燃机烟气（DL/T384-2010《9FA燃气—蒸汽联合循环机组运行规程》）：指燃气轮机的燃料和空气燃烧后的生成物。燃料和空气混合在燃烧室内燃烧后推动透平做功，生成物由排气扩压段进入锅炉，经锅炉吸收余热后排入大气。14）哈氏可磨性指数（DL/T958-2014《名词术语电力燃料》）：煤研磨成粉难易程度的量度。在规定的条件下，一定粒度的煤用哈氏可磨性测定仪研磨后，与小于0.071mm粒度的试样量相对应的可磨性指数表示。15）磨损性指数（DL/T958-2014《名词术语电力燃料》）：煤磨碎时对金属件的磨损能力的量度。在规定条件下磨碎1kg煤对特定金属件磨损的毫克数表示。16）软化温度（DL/T958-2014《名词术语电力燃料》）：在灰熔融性测定中，灰锥弯曲至锥尖触及托板或灰锥变成球体时的温度。17）燃尽高度（DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》）：表征上层喷口的煤粉在炉内的最短可能停留时间。确定燃尽高度是为了保证煤粉的燃尽，并使炉膛出口烟温降低到适宜的程度，防止炉膛出口处结渣。18）动力配煤（GB25960-2010）：根据工业生产的需求，按照科学计算或由燃烧试验获得的配煤比，把两种或几种不同品质的动力煤均匀地混合在一起或根据环保需求配入添加剂，生产一种新的动力煤产品的工艺过程。19）等离子点火（DL/T1127-2010《等离子体点火系统设计与运行导则》）：利用等离子体发生器产生的等离子体电弧，在等离子体燃烧器内点燃一定浓度的煤粉/空气混合物气流的过程。141
15020）淋水面积（DL/T1027-2006《工业冷却塔测试规程》）：冷却塔内淋水填料顶面可淋到水和通风的净面积。21）复用水量（DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》）：在生产过程中使用两次及两次以上的水量，包括循环水量、串用水量和回用水量。22）压缩性修正系数（DL/T469-2004《电站锅炉风机现场性能试验》）：风机对空气所做的机械功与对具有相同质量流量、进口密度及压比的不可压缩流体所做机械功之比。23）煤炭机械采制样装置（DL/T747-2010《发电用煤机械采制样装置性能验收导则》）：用于采集和制备发电用煤煤样的专门机械设备。一般包括采样器和在线制样设备，如破碎机、缩分器及相应的控制系统等主要组成部件。24）床压（DL/T1319-2014《循环流化床锅炉测点布置导则》）：布风板上部压力，可近似作为表征料层厚度的物理量。25）供热比（DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》）：供热比是指统计期内汽轮机组通过抽汽向外供出的热量与汽轮机组热耗量的百分比，不适用于锅炉向外直供蒸汽的情况。26）高压变频器（DL/T994-2006《火电厂风机水泵用高压变频器》）：以改变频率和输出电压控制交流高压电动机转速的调速控制装置。27）超超临界参数（GB/T28558-2012《超临界及超超临界机组参数系列》）：蒸汽参数高于常规超临界参数24.2MPa/566℃/566℃时的汽轮机进汽参数。28）煤结渣特性（DL/T1445-2015《电站煤粉锅炉燃煤掺烧技术导则》）：煤灰本身所具有的内在结渣性质，属煤质范畴，常用的判别指标有：一维火焰炉结渣指数Sc、灰软化温度ST、灰成分指标B/A（碱酸比）等。29）分磨掺烧方式（DL/T1445-2015《电站煤粉锅炉燃煤掺烧技术导则》）：不同入厂煤由不同磨煤机磨制，并由相对应的燃烧器燃用该煤种，不同煤种在炉内边燃烧边混合的掺烧方式。142
15130）炉外预混掺烧方式（DL/T1445-2015《电站煤粉锅炉燃煤掺烧技术导则》）：将两种或两种以上入厂煤预先进行掺混，再送入锅炉燃烧的方式。31）给水泵工作压力（JB/T8059-2008《高压给水泵技术条件》）：泵正常运行工况（或称设计工况点）下的扬程（换算为给水温度下的压力）与该工况下的进口压力之和。32）供电煤耗（GB21258-2013《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》）：发电机组提供单位供电量所耗用的各种能源总量折算的标准煤量。3.2判断题1）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：发电企业基本建设规划应贯彻执行国家的节约能源政策，合理布局，优化用能。确定先进合理的煤耗、电耗、水耗等设计指标。（√）2）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：设计阶段的可行性研究报告可有节能篇。（×）3）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：设计选用的设备高效、节能、配置合理，少使用已公布淘汰的耗能产品。（×）4）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：锅炉热效率测试方法有两种：输入一输出热量法（正平衡法）和热损失法（反平衡法）。（√）5）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：若锅炉燃用煤质发生较大变化时，应根据新的煤质计算锅炉热效率，以重新桉算确定的锅炉热效率作为考核值。（√）6）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：锅炉热效率以统计期间最近一次试验报告的结果作为考核依据。（√）7）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：统计期间吹灰器投入率不低于98%。（√）8）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：循环水排污回收率应为100%。（√）9）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：工业水回收率尽可能达到100%。（√）143
15210）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：燃料检质率应为100%。（√）11）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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℃；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应不大于25℃。（√）12）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：设备、管道及其附件外表面温度超过60℃时应采取保温措施。（√）13）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：能源计量是节能监督的基础，应配齐生产和非生产的煤、油、汽、气、水、电计量表计。（√）14）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对全部能源计量器具应建立检定及校验、使用和维护制度，并设有相应的设备档案台账。（√）15）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：生产用能和非生产用能严格分开，加强管理，节约使用，对非生产用能按规定收费。（√）16）DL/T255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》规定：能耗状况评价范围包括燃煤电厂生产过程节能管理和进出用能单位计量点之间的能量消耗、能量转换、能量输送过程的所有设备、系统。（√）17）DL/T255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》规定：能耗状况评价宜每三年不少于一次，评价期宜选择近期一个完整年度。（√）18）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：汽轮机设计时应优先考虑选用结构型式先进、密封效果较好的汽封。（√）19）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：为了避免出现运行中泵与风机的运行效率低、电机耗电率高等不节能现象，泵与风机的设计选型、配套及安全裕量选择要大。（×）20）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于管式空气预热器或较低硫分和灰分的煤种及环境温度较高的地区，宜采用暖风器加热系统，不宜采用热风再循环。（×）144
15321）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：循环供水凝汽式火力发电厂全厂复用水率不应低于90%，严重缺水地区的凝汽式火力发电厂全厂复用水率不应低于95%。（×）22）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：坚持“应修必修，修必修好”的原则，科学、适时安排机组检修，避免机组欠修、失修，通过检修应使机组性能得到恢复。（√）23）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：空气预热器设计时应保证换热面积足够，并预留一定空间。（√）24）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：锅炉燃烧设备应经过优化选型设计，宜适当减少燃烧器数量，增大单只燃烧器容量。（×）25）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：空气加热系统采用热风再循环时，热风再循环风率不宜大于15%。（×）26）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于超（超）临界大容量锅炉机组，应对炉膛燃烧稳定均匀性提出更高要求，宜在磨煤机煤粉管道上设置可调缩孔，以保证一次风管粉量分配均匀。（×）27）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：锅炉空气预热器的设计应考虑脱硝系统投运、煤质变差等因素引起的堵灰问题，应选择防堵性能较好的换热元件型式和材料，并配置在线高压水冲洗和吹灰设施。（√）28）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：磨煤机出力裕度宜根据可能的煤质变化情况适当提高，以尽量避免实际运行中磨煤机出力不足。（√）29）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于安装在高海拔地区的燃煤锅炉机组，其炉膛特征参数选取时不需要进行大气压力修正。（×）30）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：磨煤机和制粉系统的选型时，磨煤机出力裕度宜根据可能的煤质变化情况适当提高，以尽量避免实际运行中磨煤机出力不足。（√）145
15431）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于超（超）临界大容量锅炉机组，应对炉膛燃烧稳定均匀性提出更高要求，宜在磨煤机出口设置煤粉分配器，保证一次风管粉量分配均匀。（√）32）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对缺少地区，可采用风冷式排渣系统，风冷式排渣系统的进风门应有自动调节措施。（√）33）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：蒸汽门、减温水调门、疏水阀门等阀门应选用质量过关的产品，防止热力系统内漏、外漏。设计时应考虑在阀门后设置温度测点以有效监视内漏情况。（√）34）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对燃用褐煤或排烟温度较高的锅炉机组，应考虑装设低温省煤器烟气余热利用装置。（√）35）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于循环流化床锅炉，当输煤系统中一级破碎不能满足要求时，应设置两级破碎。（√）36）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：蒸汽门、减温水调门、疏水阀门等阀门应选用质量过关的产品，防止热力系统内漏、外漏。设计时应考虑在阀门后设置温度测点以有效监视内漏情况。（√）37）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：超临界锅炉启动疏水在水质合格时，一部分可排到除氧器，回收其热量及工质；亚临界锅炉排污系统中连排扩容器的排汽应排向除氧器，以减少工质和热量损失。（√）38）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：统计期内的煤耗，应按规定采用反平衡方法进行计算。（×）39）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：应定期采用反平衡法对煤耗率进行校核，正、反平衡计算的供电煤耗偏差大于5g/（kW•h）时，应及时分析原因并尽快整改。（×）40）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：锅炉的最大连续出力试验宜与汽轮机阀门全开（VWO）工况试验同时进行。（√）41）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：机组投146
155产后的锅炉性能考核试验前，应进行燃烧调整试验，以确定最佳的煤粉细度，一、二次风配比等参数。（√）42）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：在机组A级检修前后，应进行相应的效率试验以及其它试验项目，这些试验包括锅炉热效率、空气预热器漏风率。（√）43）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：在锅炉A级检修前后，应进行锅炉修后风量标定、一次风量调平、空气预热器入口氧量场标定、排烟温度场标定等试验。（√）44）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：在机组A级检修前后，应进行相应的效率试验以及其它试验项目，这些试验包括汽机热耗率（加热器性能应随汽轮机热耗率试验一起分析评价）、闭式循环冷却水塔、空冷塔及空冷凝汽器性能试验。（√）45）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：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。（√）46）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：A级检修前应进行泵与风机的热态性能试验，根据试验结果决定是否对其进行改造以及适宜的改造方式；改造后应再次进行泵与风机的热态性能试验，以检验改造效果。对未改造的主要辅机每个大修期内均应对其性能进行测试，以确定其不同条件下的合理运行方式。（√）47）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：A级检修后应进行机组的部分负荷优化运行调整试验，寻求不同负荷下机组的最佳运行方式，主要包括汽轮机定滑压试验（调门优化试验）；不包括锅炉燃烧调整试验。（×）48）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：A级检修后应进行汽轮机组的冷端优化试验，寻求不同负荷、不同循环水温度下的凝汽器最佳真空，得出循环水泵的最佳控制方式。（√）147
15649）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：当煤质或锅炉燃烧设备发生较大变化后，应及时进行锅炉燃烧及制粉系统优化调整试验，以确定最佳煤粉细度、一次风粉分配特性、风量配比、磨煤机投运方式等，提出针对不同煤质、不同负荷下的优化运行方案。（√）50）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：节能定期试验工作不包括机组或全厂燃料、汽水、电量、热量等能量平衡测试工作。（×）51）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：热力试验和定期化验必须严格执行有关标准和规程对试验方法、试验数据处理方法、测点数量、测点安装方法和要求、仪表精度、试验持续时间、试验次数等的规定，编制试验措施和程序，确保试验结果可靠。对试验数据及结果，应在认真分析的基础上，对设备的性能和运行状况进行评价和诊断，必要时提出改进措施和建议，并形成报告。（√）52）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：入厂煤采样应采用机械采样装置，其投入率应达到100%。（√）53）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：入炉煤的采取应采用机械采样装置，其投入率应达到90%以上。（×）54）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：入厂煤、入炉煤机械采样装置应每半年进行一次采样精密度核对，机械采制样装置的性能指标（可靠性、最大允许偏倚度、采样精密度、全水分损失）应符合相关标准的规定，宜每五年进行一次整机综合性能检验，确保自动采制样装置精密度符合要求，且所采制的样品无系统误差。（×）55）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对未使用过的新煤种，除常规煤种化验分析外，还应进行煤灰熔融特性化验和结焦性判别，必要时进行试烧试验。（√）56）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：不同煤质相掺配时，干燥无灰基挥发分不能相差过大，若两种燃煤干燥无灰基挥发分相差15%以上，应进行试烧试验。（√）148
15757）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：场损率应控制在0.5%以内，损耗部分应严格按照财务制度进行核算和账务处理。（×）58）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：入厂煤与入炉煤的热值差（以最近六个月累计值为准）应小于418kJ/kg；入厂煤与入炉煤的水分差应控制在1%以内。（√）59）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：燃煤从港口、码头、车站煤场采用车、船进行厂内中转时，中转运输损耗不得超过以下规定：铁路运输损耗应不超过1.2%，公路运输损耗应不超过1%，水路运输损耗应不超过1.5%，每换装一次的损耗应不超过1%。（√）60）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：采用各种运行、检修技术措施和燃烧调整试验后，额定负荷下锅炉排烟温度仍然比设计值高出15℃以上时，应通过增加空气预热器受热面积、省煤器受热面积或加装烟气余热利用系统等技术改造降低锅炉排烟温度。（√）61）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于直吹式制粉系统，热一次风温度满足干燥出力要求的同时，制粉系统掺入冷风量占一次风总量10%时，可进行热一次风加热凝结水技术改造。（√）62）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于设计煤种水分与实际燃用煤种水分差别较大，引起热一次风温偏离设计值较多、排烟温度升高或磨煤机干燥出力不足，可通过改变空气预热器转子旋转方向，达到降低排烟温度或提高磨煤机出力的目的。（√）63）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：应对原有的点火燃油系统（特别是大油枪）进行改造，采用成熟、先进、可靠的点火技术（如等离子点火、微油点火、气化小油枪、加氧微油点火和邻炉加热点火等），减少点火用油。（√）64）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：投产较早、效率较低的汽轮机，可采用新型高效叶片、更换新型叶轮、新型隔板、新型汽封结149
158构、新型流道主汽门和调门等措施进行通流部分改造，条件允许时宜进行供热改造，以提高整个机组效率。（√）65）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：为防止疏水阀门泄漏，造成阀芯吹损，各疏水管道应加装一手动截止阀，原则上手动阀安装在气动或电动阀门后。（×）66）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于运行中处于热备用的管道或设备，在用汽设备的入口门前应能实现暖管，暖管采用组合型自动疏水器方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方式。（√）67）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：锅炉蒸汽吹灰汽源可采用高排汽源（低温再热器进口），以提高吹灰器和受热面运行安全性和经济性。对于已投产机组，可在保留原吹灰汽源管路的基础上，从低温再热器进口管道接出至新的吹灰汽源减压站，新增加的吹灰减压站可与原减压站相互切换。（√）68）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于排烟温度高于设计值20℃以上的机组，可加装锅炉排烟余热回收利用系统。（√）69）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：每台锅炉均应装设燃油流量表，保证能单独计量、考核单炉用油量。锅炉的点火助燃油系统应设置质量流量计，对燃油的使用量进行实时和累计计量。（√）70）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：机组A、B级检修后，在90%以上额定热负荷，气象条件正常时，夏季冷却塔出水温度与大气湿球温度的差值不高于5℃。（×）71）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：机组启动期间，锅炉负荷低于25%额定负荷时空气预热器应连续吹灰；锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每8h吹灰一次。（√）72）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：当回转式空气预热器烟气侧差压增加时，应增加空气预热器吹灰次数。（√）73）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：加强150
159氧量计、一氧化碳测量装置、风量测量装置及二次风门等锅炉燃烧监视调整重要设备的管理和维护，但不用形成定期校验制度。（×）74）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡的目的是通过火力发电厂能量平衡工作，查清火力发电厂各主要生产环节能源消耗情况和节能潜力，为确定火力发电厂节能工作方向、实施节能技术改造、提高能源利用率、提升节能降耗管理水平提供依据。（√）75）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：电厂若有扩建、大型改造项目，在正常运行后一年内应补做一次能量平衡。（√）76）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》规定：对于直吹式系统，第二台和随后的其它磨煤机投运时，如果任何一个燃烧器不管何种原因点火失败或灭火，如果制造厂原设计可单独停用一个燃烧器，则应停用该燃烧器，在查明原因并消除后，可再启动该燃烧器，但在启动该燃烧器前，应满足所有点火条件，如果制造厂原设计没有措施可单独停用一个燃烧器，则应停该磨煤机，待查明原因并消除后再启动。（√）77）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》规定：锅炉运行时，任何情况下，总风量不许减至小于满负荷时风量的25%。（√）78）DL/T262-2012《火力发电机组煤耗在线计算导则》规定：排烟温度测点和排烟氧量测点应尽量布置在烟道中间气流平稳处。如果排烟温度测点和排烟氧量测点偏差较大或者对测点的准确性存有疑义，应按标准要求对测点在烟道内的布置位置进行确定，使测点所处位置的测量值代表该烟道内的平均值。79）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf＞25%（煤粉气流着火温度IT＜700℃）的煤皆可认为是较易着火煤。（√）80）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：较易着火煤是煤粉气流着火温度IT＞800℃的煤种。（×）81）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf=15%~20%（煤粉气流着火温度IT=700℃～800℃）的煤皆可认为是中等着火煤。（√）82）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf=20%~25%的151
160煤既可能是较易着火煤，也可能是中等着火煤。（√）83）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：机组选择设计煤种时，不应在同一台锅炉上混合燃用较易着火煤与较难着火煤，也不应分别将其作为设计煤种和校核煤种。（√）84）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：混烧诸煤种的Vdaf相差较大时，如采取预混掺烧方式，为获得较好的燃尽效果，煤粉细度宜按Vdaf低的煤种选取；如采取分磨掺烧措施，则煤粉细度可以分别按不同煤种的Vdaf选用。（√）85）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：炉膛断面放热强度（炉膛断面热负荷）是锅炉输入热功率与炉膛燃烧器区横断面积的比值。，用qF表示。（√）86）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：燃烧器区壁面放热强度（燃烧器区壁面热负荷）是锅炉输入热功率与燃烧器区炉壁面积的比值。，用qB表示。拱式燃烧炉膛不计算q。（√）B87）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：燃尽区容积放热强度（燃尽区容积热负荷）是锅炉输入热功率与燃尽区炉膛容积的比值，用qm表示。qm的物理意义是它基本反映了最上层喷口喷出的煤粉在炉内的最短可能停留时间。qm愈小，停留时间愈长，该层煤粉射流的燃尽愈可得到保证，也有利于降低屏区入口局部烟温，避免沾污结渣倾向。（√）88）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：炉膛容积放热强度（炉膛容积热负荷）是锅炉输入热功率与炉膛有效容积的比值。q的物理意义是：基V本反映了在炉内流动场和温度场条件下燃料及燃烧产物在炉膛内停留的时间。在给定P条件下，q愈小，说明炉膛容积愈大，停留时间愈长，对煤粉燃尽愈有利，炉壁结渣的V可能性也愈少。（√）89）根据DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》，对于固态排渣切向燃烧炉膛最下排煤粉喷口中心线与冷灰斗上折点的铅直距离h3的取值，摆动式喷口应较水平固定式喷口h3取值偏低。（×）152
16190）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：供热比是指统计期内机组用于供热的热量与汽轮机热耗量的比值。（×）91）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：制粉系统耗电率是指统计期内磨煤机消耗的电量与机组发电量的百分比。（×）92）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：单位发电用新鲜水量就是发电综合耗水率。（√）93）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：空预器漏风率与漏风系数是一个概念。（×）94）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：随着煤粉变细，磨煤机电耗和磨损增加而锅炉燃烧效率提高，因此存在一个经济煤粉细度，应由试验确定。（√）95）Q/HN-1-0000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》（试行）规定：真空严密性：湿冷机组≤270Pa/min，空冷机组≤100Pa/min。（×）96）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：热力及疏水系统改进总原则是机组在各种不同工况下运行时，疏水系统应能防止汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用的要求。（√）97）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：调节锅炉再热蒸汽温度，采用减温水调节是首选，其次是通过改变燃烧器摆角或烟气档板开度进行控制。（×）98）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：凝汽器真空度越高越经济。（×）99）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：飞灰可燃物越小越经济。（×）100）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：衡量冷端系统性能优劣的主要指标是凝汽器端差。（×）101）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：锅炉空预器的作用只是降低排烟温度。（×）102）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：凝汽器的真空是靠153
162抽气器或真空泵形成的。（×）103）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：火力发电厂应装设入厂煤和入炉煤的计量装置，且应具有校验手段。（√）104）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：火力发电厂应装设入厂煤和入炉煤的机械采样装置。（√）105）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：直接空冷平台宜布置在主厂房A列外侧，变压器、电气配电间、贮油箱等可布置在平台下方，且不必考虑空冷平台支柱位置不影响变压器的安装、消防和检修运输通道。（×）106）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对采用排烟冷却塔的火力发电厂，冷却塔宜靠近炉后区域。（√）107）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对干旱指数大于1.5的缺水地区，宜选用空冷式汽轮机组。（√）108）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对于纯凝式汽轮机应一机配一炉。锅炉最大连续蒸发量宜与汽轮机调节阀全开时的进汽量相匹配。（√）109）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：直吹式制粉系统当采用双进双出钢球式磨煤机时，不宜设备用磨煤机，每台锅炉装设的磨煤机宜不少于两台，且应结合锅炉结构、燃烧器数量和布置形式确定。（√）110）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：单台凝汽式机组宜装设两台凝结水泵，每台凝结水泵容量为最大凝结水量的55%。（×）111）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：原煤仓宜采用钢结构的圆筒仓型；双曲线型原煤仓出口段截面收缩率不应小于0.7，出口直径不宜小于600mm；锥形原煤仓出口段壁面与水平面的夹角，对于煤粉炉不应小于60°，对于循环流化床锅炉不应小于70°。（√）112）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：选择性催化还原烟气脱硝装置宜布置在锅炉省煤器和空气预热器之间。（√）113）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：过热器出口额定蒸汽温154
163度，对于亚临界及以下参数机组宜比汽轮机额定进汽温度高3℃；对于超（超）临界参数机组，宜比汽轮机额定进汽温度高5℃。（√）114）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：再热器出口额定蒸汽温度宜高于汽轮机中压缸额定进汽温度2℃。（√）115）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对亚临界参数汽包锅炉，当条件合适时，可不设连续排污系统。（√）116）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：燃用低挥发分贫煤、无烟煤、磨损性很强的煤种时，宜选用钢球式磨煤机或双进双出磨煤机。（√）117）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对采用风扇磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用可计量的刮板式给煤机。（√）118）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对采用中速磨煤机和双进双出钢球式磨煤机的直吹式制粉系统，宜选用耐压称重式皮带给煤机。（√）119）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对于贮仓式制粉系统，当采取合适布置方式，使细粉分离器落粉管能向同一台炉相邻的两个煤粉仓或两炉间相邻的两个煤粉仓直接供粉时，可不设输粉设备。（√）120）DL/T5203-2005《火力发电厂煤和制粉系统防爆设计技术规程》规定：无烟煤制粉系统的设备和部件可不采取防爆措施；除无烟煤的其它煤种应采取防爆措施。（√）121）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：采用三分仓空气预热器正压直吹式制粉系统的冷一次风机的风量裕量宜为20%~30%，宜另加温度裕量，可按夏季通风室外计算温度确定；风机的压头裕量宜为20%~30%。（√）122）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对正压直吹式制粉系统或热风送粉贮仓式制粉系统，当采用三分仓空气预热器时，冷一次风机可采用动叶可调轴流式风机或调速离心式风机，对轴流式一次风机应采取预防喘振失速的保护措施。（√）123）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：采用三分仓空气预热器贮仓式制粉系统的冷一次风机的风量裕量宜为20%，宜另加风机的温度裕量；风机的压头裕量宜为25%。（√）155
164124）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统的锅炉，每台锅炉设置的密封风机不应少于2台，其中应设1台备用；当每台磨煤机均设密封风机时，密封风机可不设备用。（√）125）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对中速磨煤机和双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统的锅炉，密封风机的风量裕量不宜低于10%，宜另加温度裕量，可按夏季通风室外计算温度确定；当与一次风机串联运行时，应加上一次风机的温升；风机的压头裕量不宜低于20%。（√）126）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对燃烧低热值煤或低挥发分煤的锅炉，当每台锅炉装有2台送风机时，在单台送风机运行工况下应能满足锅炉最低不投油稳燃负荷时的需要。（√）127）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对燃烧低热值煤或低挥发分煤的锅炉，当每台锅炉装有2台引风机时，在单台引风机运行工况下应能满足锅炉最低不投油稳燃负荷时的需要。（√）128）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对于三分仓空气预热器系统，送风机的风量裕量不宜低于5%，宜另加温度裕量，可按夏季通风室外计算温度确定；送风机的压头裕量不宜低于15%。（√）129）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：引风机的风量裕量不宜低于10%，宜另加10℃~15℃的温度裕量；引风机的压头裕量不宜低于20%。（√）130）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：锅炉宜选用轻油作为点火和低负荷助燃的燃料；当重油的供应和油品质量有保证时，也可采用重油作为点火和低负荷助燃的燃料。（√）131）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：锅炉点火及助燃系统在燃用煤种适宜时，宜采用等离子点火、微油点火和气化小油枪等节油点火系统。（√）132）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：煤粉锅炉的除渣系统可采用水冷式除渣系统或风冷式除渣系统。水冷式除渣系统的冷却水应采用闭式循环系统。（√）156
165133）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：当采用水浸式刮板捞渣机方案时，宜采用单级刮板捞渣机输送至渣仓方案。刮板捞渣机设备最大出力不宜小于锅炉最大连续蒸发量时燃用设计煤种排渣量的400%。（√）134）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：当采用风冷式排渣机方案时，设备的最大出力不宜小于锅炉最大连续蒸发量时燃用设计煤种排渣量的250%，且不宜小于燃用校核煤种锅炉吹灰时排渣量的110%。风冷式除渣系统正常工况下的排渣温度不宜大于150℃，最大出力时的排渣温度不宜大于200℃。（√）135）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：石子煤输送系统应根据石子煤量、输送距离、布置和机组台数等条件选用简易机械输送系统或机械输送系统或水力输送系统。（√）136）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：气力除灰输送系统的设计出力不宜小于锅炉最大连续蒸发量时燃用设计煤种排灰量的150%，且不宜小于燃用校核煤种排灰量的120%。（√）137）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：正常运行及备用给水泵宜选用调速给水泵，启动用给水泵宜选用定速给水泵。（√）138）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：间接空冷汽轮机的表面式凝汽器不应装设胶球清洗装置。（√）139）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：600MW级以上直接空冷机组宜配置3台100%或4台75%凝汽器正常运行抽干空气量的水环式真空泵。（√）140）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：采用海水冷却的300MW级及以上容量的机组，宜设置凝汽器检漏装置。（√）141）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》规定：对正压直吹式制粉系统或热风送粉贮仓式制粉系统，当采用三分仓空气预热器时，冷一次风机宜采用单速离心式风机，不能采用动叶可调轴流式风机。（√）142）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：双拱燃烧方式的燃烧中心应保持在下炉膛中央部位，为使下喷射流能达到该部位，布置在前后拱上的燃157
166烧器宜采用强旋流式燃烧器。（×）143）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：煤的工业分析主要用途是锅炉热力计算和高、低温腐蚀倾向预测。（×）144）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：干燥无灰基挥发分含量Vdaf和煤粉气流着火温度IT是选择锅炉燃烧方式的主要依据。（√）145）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：切向燃烧炉膛水平断面的宽/深比（W/D）应尽量趋近1，而不宜超过1.15（√）146）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：为降低双拱燃烧炉膛的NOx排放浓度，应在合适位置设置分离燃尽风（SOFA），与此同时应设法降低可能由此引起的飞灰可燃物增加的热损失。（√）147）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：对于较难着火煤(IT＞800℃)，宜采用切向燃烧或墙式燃烧方式，并配直吹式制粉系统。（×）148）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：对于含硫量大于1.5%的煤种，为避免或减轻水冷壁管外壁高温腐蚀的危害，宜适当降低燃烧器区壁面热负荷qB。（√）149）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：当燃用严重结渣性煤时，燃烧器及其上下高温区宜根据墙式吹灰器的有效吹灰半径布置足够数量的吹灰器。冷灰斗上拐角处及折焰角部位易粘附焦渣，宜安装吹灰装置。上炉膛屏式受热面亦应有吹灰装置，或设计预留安装孔。（√）150）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：炉膛四周炉墙应设有一定数量的看火孔，以便观查到各燃烧器的着火状况及受热面各部位的清洁程度。对燃用严重结渣性煤的锅炉，更宜增加看火孔的数量，直至能查看到折焰角上部前水平烟道内和冷灰斗斜坡上的灰渣堆积状况。（√）151）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》规定：新建锅炉的各项设备及重要仪器、仪表，安装完毕，锅炉就可以启动。（×）152）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》规定：已运行的设备在经过重158
167大改造或煤质特性有重大变化后，应对设备的性能进行试验。（√）153）DL/T468-2004《电站锅炉风机选型和使用导则》规定：在任何情况下，当第一台风机运行时的压力高于第二台风机失速界线的最低压力时，决不允许启动第二台风机进行并联。（√）154）DL/T468-2004《电站锅炉风机选型和使用导则》规定：离心式风机应避免调节门开度在30％以下长期运行。（√）155）DL/T468-2004《电站锅炉风机选型和使用导则》规定：为使风机便于并联，并减少因故障停用一台风机时对锅炉负荷的影响，在并联风机之间宜设联络风（烟）道。（√）156）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：移交生产的机组，在完成全部涉网试验项目验收、符合并网及商业运行相关规定并办理相关手续之后，即可转入商业运行。（√）157）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：火力发电建设工程机组的保修期，为移交生产后两年。（×）158）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：整套启动试运应按空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运三个阶段进行。（√）159）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：环保设施随机组试运同时投入，如未能随机组试运投入，由建设单位负责，组织有关责任单位完成施工和试运，最迟不应超过国家环保规定的期限。（√）160）DL/T5145-2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》规定：磨煤机出力包括碾磨出力、通风出力和干燥出力三种，最终出力取决于三者中最小者。（√）161）DL/T5145-2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》规定：中速磨煤机在初次试转前应按设计要求进行风环间隙、加载压力等方面的调整。（×）162）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：用于降压吹管的吹管临时阀开启和关闭时间不限，每小时吹管次数不宜超过4次。（×）163）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：安全阀校验时以就地压力表为准，159
168压力表的精度应在0.4级以上，并有校验合格的偏差记录。（√）164）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：安全阀的校验顺序应按照其设计动作压力，遵循先低压后高压的原则。（×）165）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：当采用液压顶升装置校验安全阀时，通常在75%～80%额定压力下进行。（√）166）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：锅炉升温、升压过程中，应按制造厂提供的启动曲线控制升温、升压速率，并使得汽包任意两点间的温差小于50℃。（√）167）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：直流锅炉点火前建立大于锅炉最小流量的炉水循环，点火后严格控制水冷壁温升不大于2℃/min，同级各管屏出口介质温度的温差小于40℃。（×）168）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：停炉过程中的降温、降压速率可由操作人员自己确定。（×）169）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：由于失去引风机导致紧急停炉时，则应缓慢地把所有烟风挡板调到全开位置，建立尽可能大的自然通风不少于15min。（√）170）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：在锅炉启动调试期间，若停运时间在10d以内，可采用热炉放水余热烘干的方法。（√）171）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：采用带压放水余热烘干法、真空干燥法防腐时，在烘干过程中，禁止启动吸风机、送风机通风冷却。（√）172）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉受热面结渣的主要原因取决于燃煤的结渣特性及燃烧工况。（√）173）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉蒸汽压力的调整，就是在满足外界电负荷需要的同时，始终保持锅炉蒸发量与汽轮机所需蒸汽量之间的平衡。（×）174）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉定期排污应尽量在高负荷时进行。（×）175）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：停炉热备用时，为尽量保证160
169锅炉蓄热，以缩短启动时间，应采用滑参数停炉。（×）176）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：停炉后适当开启高、低压旁路或过热器、再热器出口疏水阀约30min，以保证过热器、再热器有适当的冷却。（√）177）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：启动委员会必须在机组整套启动前组织并开始工作直到办理完机组移交生产交接签字手续为止。（√）178）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：再热器无蒸汽通过时，炉膛出口烟温按制造厂规定控制，制造厂无规定时应不超过540℃。（√）179）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：自然循环汽包锅炉点火后，应控制锅水饱和温度升温率符合制造厂要求。控制汽包任意两点间壁温差不超出制造厂家限额，厂家无规定时可控制在不大于50℃的范围。（√）180）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：直流锅炉的热态启动，当给水温度大于104℃时方可向锅炉上水，并严格控制上水流量。（√）181）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。（√）182）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：直流锅炉过热蒸汽温度的调整，通过合理的燃料与给水比例控制包覆过热器出口温度作为基本调节，喷水减温作为辅助调节。（√）183）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：当用减温水调节过热蒸汽温度时，以一级喷水减温为主，二级喷水减温为辅。（√）184）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉正常运行中，汽包水位应保持“0”位，正常波动范围为±50mm。（√）185）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：直流锅炉降负荷过程中，给水流量必须保证大于或等于启动流量的最低限度，直至锅炉熄火，以确保水动力工况的稳定。（√）186）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：中间储仓式制粉系统可采用161
170调整粗粉分离器折向挡板的方法来调整煤粉细度。（√）187）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：直吹式制粉系统可采用改变分离器的折向挡板位置或旋转分离器转速的方法来调整煤粉细度。（√）188）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉在备用期间的主要问题是防止受热面金属腐蚀，减少锅炉设备的寿命损耗。（√）189）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：在机组启停和长期低负荷运行时，可采用单风机运行，但需经试验确定单风机耗电率比双风机耗电率低。（√）190）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：对大直径（600MW及以上级）脱硫塔，气流均布程度对脱硫效率影响较大，可优先考虑选择带有气流均布设备（如托盘）的脱硫塔型。（√）191）DL/T748.1-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则》规定：锅炉机组检修间隔应根据设备技术状况，在一般规定检修间隔的基础上合理延长。（√）192）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：每月末应组织策划、运行、燃料、财务、监审等部门对库存燃料进行盘点，并按照统一格式形成盘点报告。盘点报告由盘点部门共同签字确认后上报分管领导审批。每年底的燃料盘点报告还须上报上级公司备案。（√）193）DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》规定：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。（√）194）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。（√）195）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℃。（√）196）DL/T834-2003《汽轮机防进水和冷蒸汽导则》规定：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。（√）162
171197）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》指出：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。（√）198）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：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。（√）199）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：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。（√）200）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》规定了发电企业的监督项目有九项。（×）201）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）202）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）203）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：汽轮机经济技术指标包括17项。（√）204）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于湿冷机组，100MW及以下机组的真空下降速度不大于400Pa/min。（√）205）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于湿冷机组，100MW以上机组的真空下降速度不大于270Pa/min。（√）206）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于空冷机组，300MW及以下机组的真空下降速度不大于100Pa/min。（×）207）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于空冷机组，300MW以上机组的真空下降速度不大于130Pa/min。（×）208）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：在冷却塔热负荷大于90%的额定负荷、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℃。（×）163
172209）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：当循环水温度小于或等于14℃时，凝汽器端差不大于9℃。（√）210）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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℃。（√）211）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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℃。（×）212）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）213）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：向热力系统外供蒸汽和热水的机组应配置必要的热能计量装置。（√）214）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）215）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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%。（×）216）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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%。（√）217）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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%。（√）218）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）219）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）220）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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%。（×）164
173221）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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%。（√）222）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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%。（√）223）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：水表的精度等级不应低于1.0级。（×）224）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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）。（√）225）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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、运行中停用半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。（√）226）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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。（√）227）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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验。（√）228）DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》规定：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。（√）229）DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》规定：A级检修结束后宜在20d内完成热效率试验。（√）230）GB/T3214-2007《水泵流量的测定方法》规定：在节流件上游至少10D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。（√）231）GB/T3214-2007《水泵流量的测定方法》附录D规定：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。（√）165
174232）GB/T3214-2007《水泵流量的测定方法》规定：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。（√）233）GB/T3214-2007《水泵流量的测定方法》规定：电磁流量计的准确度等级分为0.3、0.5、0.8、1级。（√）234）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：电厂编制运行规程时，应附有下列技术资料：a）机组背压对热耗的影响曲线；b）机组背压对功率的影响曲线；c）凝汽器变工况特性曲线；d）循环水泵运行特性曲线；e）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。（√）235）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：机组检修完成后，不必对凝汽器及真空系统进行灌水检漏。（×）236）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：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。（√）237）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：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。（×）238）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：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。（√）239）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：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。（×）240）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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/kW·h。（√）166
175241）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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，热耗率的目标值应达到7900kJ/kW·h。（√）242）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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/kW·h。（√）243）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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/kW·h时，宜尽快安排对汽轮机进行揭缸处理。（√）244）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：国产引进型300MW汽轮机在THA工况下热耗率高于8050kJ/kW·h，可进行汽轮机本体技术改进。（√）245）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：在THA工况下，国产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/kW·h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。（√）246）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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/kW·h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。（√）247）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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/kW·h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。（√）248）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：通过揭缸处理，600MW超临界汽轮机热耗率应达到7700kJ/kW·h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20～30℃。（×）249）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：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。（√）250）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：衡量冷端系统性能优167
176劣的主要指标为凝汽器喉部的绝对压力。（√）251）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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。（√）252）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：对于凝汽器水侧的软垢，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。（×）253）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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0.5～1mm；湿态金刚砂球球径应比冷凝管内径大，且不大于1mm。（√）254）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：通常，对于设计循环22水温度为20℃的情况，300MW机组凝汽器面积为17000m～18000m，600MW机组凝22汽器面积为34000m～36000m。对于全年平均循环水温度高于20℃的情况，凝汽器面积应适当增大，并根据优化计算确定凝汽器的面积。（√）255）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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。（√）256）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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。（√）257）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：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。（√）258）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：冷却塔主要用水包括：蒸发散热用水；飘逸出塔外的飘滴损失用水；排污用水。（√）259）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：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。（×）168
177260）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）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%，其它机组凝结水泵耗电率不大于0.22%。（√）261）Q/HN-1-0000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》（试行）规定：对于机组供电煤耗高于优秀燃煤发电厂基准值5g/(kW·h)，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。（√）262）Q/HN-1-0000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》（试行）规定：凝汽器端差应小于等于3.5℃。（√）263）Q/HN-1-0000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》（试行）规定：高中压平衡盘漏汽量（高中压合缸）应小于等于2%。（√）264）Q/HN-1-0000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》（试行）规定：湿冷机组真空严密性应小于等于270Pa/min。（×）265）Q/HN-1-0000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》（试行）规定：空冷机组真空严密性应小于等于100Pa/min。（√）266）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：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。（×）267）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：300MW等级亚临界湿冷机组设计厂用电率应达到5.3%。（×）268）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：350MW等级亚临界湿冷机组设计厂用电率应达到5.2%。（×）269）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：350MW等级超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.9%。（√）270）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：600MW等级亚临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.9%。（√）271）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：600MW等级超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.8%。（×）169
178272）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：600MW等级超超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.8%。（×）273）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：1000MW等级超超临界湿冷机组设计厂用电率应达到4.5%。（√）274）华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：300MW等级亚临界直接空冷机组设计厂用电率应达到5.3%。（×）275）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：600MW等级亚临界直接空冷机组设计厂用电率应达到5.2%。（×）276）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：600MW等级超临界直接空冷机组设计厂用电率应达到5.2%。（×）277）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：1000MW等级超超临界直接空冷机组设计厂用电率应达到4.9%。（√）278）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：300MW等级亚临界间冷机组设计厂用电率应达到5.3%。（√）279）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：600MW等级超临界间冷机组设计厂用电率应达到4.8%。（√）280）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010）规定：1000MW等级超超临界间冷机组设计厂用电率应达到4.6%。（√）281）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：高压加热器的投入率应达到98%以上。（×）282）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：胶球清洗装置投入率应达到98%以上。（×）283）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：胶球清洗装置收球率应达到98%以上。（×）284）JGJ173-2009《供热计量技术规程》规定：集中供热系统的热量结算点必须安装热量表。（√）3.0.2）170
179285）JGJ173-2009《供热计量技术规程》规定：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。（√）286）JGJ173-2009《供热计量技术规程》规定：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。（√）287）JGJ173-2009《供热计量技术规程》规定：热量表的流量传感器的安装位置应符合仪表安装要求，且宜安装在回水管上。（√）288）JGJ173-2009《供热计量技术规程》规定：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。（×）289）GB8117.1-2008《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。（√）290）GB8117.1-2008《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。（√）291）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》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。（√）292）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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。（√）293）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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。（√）294）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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%。（√）295）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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。（√）296）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：如果大修能消除影171
180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。（√）297）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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。（√）298）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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。（√）299）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：试验时可以通过放空气量来调整机组真空。（√）300）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：验收试验正式开始前，首先要进行预备性试验。（√）301）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：建议一次验收试验的持续时间为2小时，持续时间也可根据协议缩短，但不得小于1小时。（√）302）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：试验期间，主流量差压测量装置的一般宜每半分钟读数1次。（√）303）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：同一负荷点的一组试验，当将其修正到相同的运行条件下，如果试验结果之间的差别大于0.25%，就应认为试验不一致。（√）304）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：如果对验收试验结果不满意，应提供供货方机会进行改进，并由其出资重做验收试验。（√）305）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机验收试验的仪表在试验前均应进行校验。（√）306）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：最好将一台主流量测量装置布置在系统中温度小于423K的地方，使导致测量元件变形的温度效应降到最低限度。（√）307）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：当流量测量装置垂直安装在管道上时，应对两个取压点的高度差和流过节流装置的水与传压管中的水的密172
181度差进行修正。（√）308）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：如果给水系统中有除氧器，建议测量进入除氧器前的凝结水流量。（√）309）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：主流量至少应用两套独立的差压测量装置来测量，推荐采用喉部取压喷嘴。（√）310）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：蒸汽流过测量装置时，应保持过热状态，在喷嘴或孔板的最小截面处，蒸汽的过热度应不小于15K。（√）311）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机试验过程中所测的压力应是动压。（×）312）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：压力测点的取压口尽可能布置在远离任何扰动的直管段上。（√）313）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：测量低压缸排汽压力时，如果同一时刻的读数偏差大于0.5kPa，就应查明原因。（×）314）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：每个排汽口压力测点数目不得少于2个，也无需超过8个。（√）315）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：温度测点应尽可能靠近确定焓值所相应的压力测点。（√）316）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：主要温度如主蒸汽温度、热再热蒸汽温度、冷再热蒸汽温度、最终给水温度、冷却水温度，宜在每个管道上布置两个温度计套管，以使用双重测点来测量这些主要温度。（√）317）GB8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：主要温度测点双重测量值之间的最大偏差为0.5K。（√）318）GB8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》规定：建议一次验收试验的最短持续时间为1小时，经协商或因技术上的要求持续时间也可缩短，但不宜小于30分钟。（√）319）GB8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》规定：能力试验的173
182持续时间由各方商定，但不宜小于15分钟。（√）320）GB8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》中主流量的测量装置主要是标准的或经校验的孔板或喷嘴。（√）321）GB8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》规定：低压缸排汽压力测量时，每个排汽口压力测点数目至少2个。（√）322）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组归档移交工作应符合国家有关建设项目档案管理规定、电力行业有关电力建设施工、调试质量验收等规程的要求，由建设单位组织施工、设计、调试、监理等有关单位，在机组移交生产后45天内完成。（√）323）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：按设备供货合同供应的检修用的备品配件、施工后剩余的安装用易损易耗备品配件、专用仪器和专用工具，由建设单位组织施工单位在机组移交生产后45天内移交生产单位。（√）324）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组的考核期自总指挥宣布机组试运结束之时开始计算，时间为六个月，不应延期。（√）325）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：建设单位的职责中的第3条，要求建设单位在设计和主要设备供货合同签订时就要充分考虑到现场需要的资料份数，至少要保证：存档资料2套、建设单位3套、监理单位1套、施工单位4套(按承包范围分别分发给不同的施工单位)、调试单位1套、生产单位3套。（√）326）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：双拱燃烧方式的燃烧中心应保持在下炉膛中央部位。为使下喷射流能达到该部位，布置在前后拱上的燃烧器宜采用直流或弱旋流式燃烧器。一、二次风喷口中心线宜偏向炉膛中心方向或垂直下射，而不应偏向邻近的前后墙。（√）327）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：对于收到基含硫量大于1.5%的煤种，为避免或减轻水冷壁管外壁高温腐蚀的危害，宜适当降低炉膛容积热强度qv及断面放热强度qF数值。（√）328）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：对于300MW湿冷机174
183组，宜采用1台100%容量汽动给水泵+1台25%～35%容量的启动定速电动给水泵。（√）329）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：对于扩建电厂，采用汽动给水泵的机组，当启动汽源可靠时，给水泵无论是1台100%容量还是2台50%容量，经过论证合理可行时，均可取消启动用电动泵。（√）330）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：300MW供热机组宜装设2台容量为最大凝结水量110%的凝结水泵+1套变频装置。（√）331）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：300MW纯凝机组采用2台容量为最大凝结水量的110%的凝结水泵+1套变频装置。（√）332）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：600MW~1000MW机组采用3台55%容量或2台110%容量+1套变频装置的凝结水泵。（√）333）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：600MW及以上机组，每台锅炉配置2台动叶可调轴流式一次风机。（√）334）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：当采用双进双出钢球磨煤机时，不设备用磨煤机。（√）335）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，新建600MW机组中，一次风机和送风机大多采用动叶可调轴流式风机，风量的调节可以采用动叶调整，风量损失较小，可不采用变频调节。（√）336）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，引风机采用静叶可调轴流式风机，风量的调节采用静叶调整，风量损失较小，可不采用变频调节。（×）337）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，新建600MW机组中，一次风机和送风机大多采用动叶可调轴流式风机，风量的调节可以采用动叶调整，会带来部分风量的损耗，可加装变频器，降低能耗。（×）338）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，如果锅炉风机采用离心风机，风机的风量调节是采用传统的风门挡板来控制调节，因此存在相应的挡板节流损失，应加装变频器，通过改变风机转速来实现风量调节的功能，从而避免不必要的节流损耗，节能效果较明显。（√）175
184339）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，由于供油泵大部分时间在低负荷下运行，故油泵电机可加装变频器控制，以达到节能效果。也可单独增设小流量的燃油循环泵，在燃油循环加热时使用，节约用电同时防止燃油过热。（√）340）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，湿冷机组以天然水为水源时，循环水浓缩倍率原则上不小于4.5倍，采用再生水时原则上不小于3倍。（√）341）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，外在水分Mf≤19%的褐煤，可采用中速磨煤机的常规燃烧方式，关键取决于制粉系统的的干燥出力。（√）342）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，燃用高水分褐煤Mar＞30%（外在水分Mf>19%）300MW和600MW容量等级锅炉，多采用多角切向燃烧方式，配风扇磨直吹式系统。（√）343）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）指出，当燃用严重结渣性煤时，燃烧器及其上下高温区宜根据墙式吹灰器的有效吹灰半径密排布置。冷灰斗上拐角处及折焰角部位易黏附焦渣，可视条件安装长伸缩式旋转吹灰器。上炉膛屏式受热面亦应有吹灰装置，或设计预留安装孔。（√）344）DL/T958-2014《名词术语电力燃料》解释：全水分是指煤的外在水分和内在水分的总和。（√）345）DL/T958-2014《名词术语电力燃料》解释：内在水分是在一定条件下，煤样与周围空气湿度达到平衡时所保持的水分。（√）346）GB/T18666-2014《商品煤质量抽查与验收办法》规定：当采样基数小于和等于1000t时，采取1个总样；大于1000t时，可采取1个或多个总样。（√）347）GB/T18666-2014《商品煤质量抽查与验收办法》采样地点规定：煤样应从被抽查单位销售或待销煤炭中，在移动煤流或火车、汽车载煤种采取。一般不直接在煤堆和轮船载煤中采取，而应在堆（装）煤和卸煤过程中，从转运煤流或小型转运工具如汽车载煤中采取。在因采样条件所限只能从煤堆上采样的特殊情况下，可从煤堆上分层采取，也可从高度小于2m的煤堆上直接采取。（√）348）DL/T520-2007《火电厂入厂煤检测试验室技术导则》规定：制样时，应将采176
185到的煤样于6h内制备出分析用煤样、存查煤样。（√）349）DL/T520-2007《火电厂入厂煤检测试验室技术导则》规定：存查煤样由两人以上共同保管，至少应保留2个月。（√）350）DL/T567.1-2007《火力发电厂燃料试验方法一般规定》对样品：除特殊说明外，分析煤样、分析用灰渣样最终都有应制备成粒度小于0.2mm的空气干燥样品。（√）351）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》对入炉煤量计量要求：入炉煤量应以入炉给煤机皮带秤计量为准，计量率为100%，同时以输煤皮带秤计量进行辅助验证，当偏差大于1%，应对输煤皮带秤或给煤机皮带秤进行校验。（√）352）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》对原煤仓的存量测量要求：原煤仓存量测量可采用测量容积。密度计算存量，也可以在平衡期开始和结束时，采用等高度的方法进行存量测量。（√）353）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》规定：燃料平衡的周期宜为一年。（√）354）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》对运输损失评估规定：铁路运输损失率不大于1.2%，水路运输损失率不大于1.5%，公路运输损失率不大于1.0%，换装一次增加1.0个百分点（√）355）GB25960-2010《动力配煤规范》规定：无烟煤和褐煤不能相配。（√）356）GB25960-2010《动力配煤规范》规定：不同煤种相配时，挥发分（Vdaf）不能相差过大。如任何两种原料煤的挥发分（Vdaf）值相差15%以上，应进行燃烧试验，在销售时应注明原料煤产地、煤炭类别和配煤比。（√）357）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：新设备或大修后设备的烘炉、暖机、空载运行的电量，不计入生产厂用电的计算。（√）358）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：计划大修以及基建、更改工程施工用的电量，应计入生产厂用电的计算。（×）359）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：非生产用（修配177
186车间、副业、综合利用等）的电量，不计入生产厂用电的计算。（√）360）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：新设备在未正式移交生产前的带负荷试运行期间耗用的电量，不计入生产厂用电的计算。（√）361）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：发电机作调相机运行时耗用的电量，应计入生产厂用电的计算。（×）362）DL/T1464-2015《燃煤机组节能诊断导则》规定：中速磨煤机出口各煤粉管一次风分配偏差应为5%~10%。石子煤量宜小于磨煤机出力的0.05%，石子煤热值宜小于6.27MJ/kg。（√）363）DL/T1464-2015《燃煤机组节能诊断导则》规定：若测算的机组发电煤耗与电厂正平衡统计的发电煤耗大于3g/（kW·h），宜进一步核查各种因素对机组发电煤耗的影响量，核查煤量计量及热值化验结果，并指出误差大的原因及处理措施。（×）364）DL/T1464-2015《燃煤机组节能诊断导则》规定：300MW等级及以下容量机组管道效率宜取98.5%，其他机组宜取98.8%。（√）365）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定：进出用能单位的能源计量器具配备率应达到100%。（√）366）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定：进出主要次级用能单位的能源计量器具配备率应达到：固态能源、液态能源100%；气态能源中天然气、液化气100%，煤气90%。（√）367）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定：主要用能设备功率≥100kW，要求加装能源计量器具。（√）368）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定：主要用能设备煤碳或焦碳消耗量≥1t/h，要求加装能源计量器具。（√）369）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》规定：主要用能设备成品油消耗量≥0.5t/h，要求加装能源计量器具。（√）370）JJG195-2002《连续累计自动衡器(皮带秤)》规定：皮带秤的准确度等级分为三个级别，即：0.5级、1级、2级。（√）178
187371）JJG195-2002《连续累计自动衡器(皮带秤)》规定：皮带秤在设计和安装时应考虑便于对皮带秤进行检定和使用中检验。应配备与皮带秤的准确度等级相适应的控制衡器或模拟载荷装置，以便进行物料试验或模拟载荷试验。（√）372）DL/T750-2001《回转式空气预热器运行维护规程》规定：新安装和改造后的回转式空气预热器要经过不少于48h的试运行，大小修后的回转式空气预热器不小于4h的试运行。（√）373）DL/T750-2001《回转式空气预热器运行维护规程》规定：为防止回转式空气预热器转子变形，推荐进口烟气温度为280℃以下。（√）374）DL/T750-2001《回转式空气预热器运行维护规程》规定：当电流超过额定电流10%，最长运行时间应不大于8h。（√）375）DL/T750-2001《回转式空气预热器运行维护规程》规定：启动主电动机，观察电流值。一般正常电流应稳定在额定电流的50%左右的某一数值，其波动幅度不大于±0.5A。（√）376）DL/T750-2001《回转式空气预热器运行维护规程》规定：：若回转式空气预热器换热面需清洗，则在锅炉停运后回转式空气预热器入口烟温降200℃时，方可进行回转式空气预热器水冲洗工作。（√）377）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：闭式辅机冷却水系统的补水率不应超过0.5%。（√）378）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：火力发电厂节约用水的整体水平一般采用全厂发电水耗率和全厂复用水耗率等指标来评价。（√）379）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：单机容量为125MW及以上新建的循环供水凝汽式电厂，全厂复用水耗率不宜低于95%。（√）380）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：严重缺水地区单机容量为125MW及以上新建的循环供水凝汽式电厂，全厂复用水耗率不宜低于98%。（√）381）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：一级用水计量的仪表配备率、合格率、检测率和计量率均应达到100%。（√）179
188382）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：二级用水计量的仪表配备率、合格率、检测率均应达到95%以上，计量率应达到90%。（√）383）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：三级用水计量一般宜配计量仪表，计量率均应达到85%。（√）384）GB/T18916.1-2012《火力发电取水定额》规定：单机容量≥600MW机组，采3用空气冷却供水系统时，其发电量取水量应≤0.53m/MW·h。（√）385）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：凝汽器压力大于测量工况下设计值15%以上时，应进行凝汽器传热特性试验，试验测量项目至少应包括真空严密性、循环冷却水流量、热负荷、凝汽器清洁系数、传热系数等。（√）386）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：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。（√）387）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：机组正常运行时，每一个月应进行一次严密性试验。（√）388）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》对真空系统严密性试验规定：关闭凝汽器抽气出口门，应停运抽气设备，30s后开始记录，记录8min，取其中后5min内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值。（√）389）JB/T10325-2002《锅炉除氧器技术条件》规定：定压运行除氧器的设计压力不应低于额定工作压力的1.30倍。（√）390）JB/T10325-2002《锅炉除氧器技术条件》规定：滑压运行除氧器的设计压力不应低于汽轮机在最大连续输出功率下运行时，除氧器所采用的回热抽汽压力的1.25倍。（√）391）JB/T10325-2002《锅炉除氧器技术条件》规定：水箱的设计温度不低于最高工作压力下介质的饱和温度，且不低于205℃。（√）392）JB/T10325-2002《锅炉除氧器技术条件》规定：除氧器的额定出力不应低于锅炉在最大连续蒸发量运行时所需给水消耗量的105%。当一台低压加热器停用时，除氧器的出力不应低于其90%额定出力。（√）180
189393）JB/T10325-2002《锅炉除氧器技术条件》规定：除氧器水箱的全几何容积应为水箱贮水容积的1.17倍～1.25倍。（√）394）GB252-2000《轻柴油》规定：5号轻柴油适用于风险率为10%最低气温在8℃以上的地区使用。（√）395）GB252-2000《轻柴油》规定：0号轻柴油适用于风险率为10％的最低气温在4℃以上的地区使用。（√）396）GB252-2000《轻柴油》规定：-10号轻柴油适用于风险率为10％的最低气温在-5℃以上的地区使用。（√）397）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：新机组投入稳定运行一年内，可不进行水平衡试验。（×）398）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：主要用水系统、设备已进行了改造，运行工况发生了较大变化，应进行水平衡试验。（√）399）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：与同类机组相比，单位发电量取水量明显偏高，或偏离设计水耗较大，应进行水平衡试验。（√）400）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：在实施节水、废水综合利用或废水零排放工程之前，应进行水平衡试验。（√）401）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：应选择在常规工况下进行水平衡试验，且运行机组的发电负荷应占全厂装机容量的80%以上。（√）402）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：火力发电厂水量的不平衡率，全厂范围在±5%之内。（√）403）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：火力发电厂水量的不平衡率，各系统范围在±4%之内。（√）404）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》规定：火力发电厂水量的不平衡率，各用水设备和设施在±3%之内。（√）181
190405）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》关于能量平衡的定义：是以火力发电厂为对象，研究直接用于发电、供热或其他用途的主要能源的输入、输出和损失之间的平衡关系。（√）406）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡期以一个月为宜，凝汽式电厂选在春季或秋季。（√）407）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡期以一个月为宜。热电厂有四个平衡期，分别在冬季(12月份、1月份)，夏季(7月份、8月份)。（×）408）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：原则上每4年进行一次能量平衡试验。（×）409）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：燃料平衡的不平衡率不超过±1%。（√）410）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：热平衡的不平衡率不超过±4%。（×）411）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：电平衡的不平衡率不超过±1%。（√）412）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：水平衡的不平衡率不超过±1%。（×）413）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》对现场测试条件规定：新建或改造保温工程竣工后的热态考核测试应在机组稳定运行360h后进行。（√）414）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》对现场测试条件规定：应在机组负荷为额定负荷的85％以上，且运行基本稳定1h后进行测试。（√）415）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》对现场测试条件规定：室外测试应选择在阴天或夜间进行，应避免日光直接照射或周围其它热源的辐射影响，如不能满足时，必须加遮阳装置，且稳定0.5h后再测试。（√）182
191416）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》对现场测试条件规定：应在风速不大于0.5m/s的条件下进行测试，如不能满足时，必须增加避风装置，且稳定1h后再测试。（√）417）DL/T384-2010《9FA燃气-蒸汽联合循环机组运行规程》对防止燃气轮机超速保护措施提出，应按期进行离线/在线超速试验、阀门活动试验、燃料控制阀严密性等试验，确保试验数据符合设备规范要求。（√）418）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：对于300MW～600MW级锅炉，墙式对冲燃烧炉膛最下层燃烧器中心线与冷灰斗上折点的垂直距离h3一般在3m～4m之间，随燃烧器单只功率增大而减小。（×）3.3选择题1）《中华人民共和国节约能源法》规定：节约资源是我国的基本（c）。国家实施节约与开发并举、把节约放在首位的能源发展战略。a.方针；b.政策；c.国策。2）《中华人民共和国节约能源法》规定：履行节能监督管理职责（b）向监督管理对象收取费用。a.可以；b.不得；c.允许。3）《中华人民共和国节约能源法》规定：国家实行（a）节能评估和审查制度。不符合强制性节能标准的项目，依法负责项目审批或者核准的机关不得批准或者核准建设；建设单位不得开工建设；已经建成的，不得投入生产、使用。a.固定资产投资项目；b.节能项目；c.更新改造项目。4）《中华人民共和国节约能源法》规定：用能单位应当按照（a）用能的原则，加强节能管理，制定并实施节能计划和节能技术措施，降低能源消耗。a.合理；b.减少；c.节约。5）《中华人民共和国节约能源法》规定：用能单位（b）定期开展节能教育和岗位节能培训。a.可以；b.应当；c.必须。183
1926）《中华人民共和国节约能源法》规定：用能单位应当加强能源计量管理，按照规定配备和使用（a）合格的能源计量器具。a.经依法检定；b.经过检定。7）《中华人民共和国节约能源法》规定：能源生产经营单位（b）向本单位职工无偿提供能源。a.可以；b.不得；c.经上级批准可以。8）《中华人民共和国节约能源法》规定：电网企业应当按照国务院有关部门制定的（c）管理的规定，安排清洁、高效和符合规定的热电联产、利用余热余压发电的机组以及其它符合资源综合利用规定的发电机组与电网并网运行，上网电价执行国家有关规定。a.节能调度；b.经济调度；c.节能发电调度。9）《中华人民共和国节约能源法》规定：（c）新建不符合国家规定的燃煤发电机组、燃油发电机组和燃煤热电机组。a.严格控制；b.允许；c.禁止。10）《中华人民共和国节约能源法》规定：下列用能单位为重点用能单位：（一）年综合能源消费总量（b）吨标准煤以上的用能单位；（二）国务院有关部门或者省、自治区、直辖市人民政府管理节能工作的部门指定的年综合能源消费总量（c）吨以上不满（b）吨标准煤的用能单位。a.两万；b.一万；c.五千。11）《中华人民共和国节约能源法》规定：重点用能单位应当设立（a）管理岗位，在具有节能专业知识、实际经验以及中级以上技术职称的人员中聘任（a）管理负责人，并报管理节能工作的部门和有关部门备案。a.能源；b.节能。12）《中华人民共和国节约能源法》规定：违反本法规定，无偿向本单位职工提供能源或者对能源消费实行包费制的，由管理节能工作的部门责令限期改正；逾期不改正的，处五万元以上（a）元以下罚款。184
193a.二十万；b.三十万；c.五十万。13）《中华人民共和国节约能源法》规定：重点用能单位未按照本法规定报送能源利用状况报告或者报告内容不实的，由管理节能工作的部门责令限期改正；逾期不改正的，处一万元以上（a）元以下罚款。a.五万；b.十万；c.二十万。14）《中华人民共和国节约能源法》规定：重点用能单位未按照本法规定设立能源管理岗位，聘任能源管理负责人，并报管理节能工作的部门和有关部门备案的，由管理节能工作的部门责令改正；拒不改正的，处一万元以上（a）万元以下罚款。a.三万；b.五万；c.十万。15）全国性的节能宣传活动最早开始于1979年10月。根据国务院第六次节能办公会议的精神，从（a）起，每年举办“节能宣传周活动”。a．1991年b．1999年c．2001年。16）GB/T6422-2009《用能设备能量测量导则》规定：用能设备的能源利用效率通常采用直接测定法（a），对于利用直接测定法有困难的，可采用间接测定法（b），必要时应同时采用直接测定法、间接测定法，进行相互验证。a.正平衡法；b.反平衡法。17）GB/T6422-2009《用能设备能量测量导则》规定：直接测定法，测试用能设备的（a）和（c）；间接测定法测试用能设备的（a）和（b）。a.供给能量；b.损失能量；c.有效能量。18）GB/T13234-2009《企业节能量计算方法》规定：企业节能量是企业统计报告期内实际能源消耗量与按（b）基准计算的能源消耗量之差。a.计划；b.比较；c.定额。19）GB/T13234-2009《企业节能量计算方法》规定：节能量计算所用的基期能源消耗量与报告期能源消耗量应为（b）能源消耗量。a.理论；b.实际。185
19420）GB/T13234-2009《企业节能量计算方法》规定：节能量计算值为（a）时表示节能。a.负；b.正。21）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》规定：用能单位实际消耗的燃料能源应以其低位发热量为计算基础折算为标准煤量。低位发热量等于（b）的燃料，为1千克标准煤（kgce）。a.7000千焦（kJ）；b.29307千焦（kJ）；c.29271千焦（kJ）。22）GB/T21369-2008《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》规定：能源计量数据及有关测试记录保存期限不低于（c）。a.3年；b.5年；c.4年。23）GB/T21369-2008《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》规定：新装及更新能源计量器具（a）经检定（校准）合格后方能安装使用。a.必须；b.应当。24）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：在设备制造过程中，发电企业可委托（a）进行设备的现场监造，保证出厂产品符合设计要求。a．第三方；b．监理方；c．乙方。25）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：火电机组在设计和安装时，应设置必要的（b），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。a．临时测点；b．热力试验测点；c．观测点。26）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：在基建阶段，要保证安装、调试质量。建立施工单位、建设单位、调试单位、监理单位的（a）。a．签字验收制度；b．会商制度；c．旁站制度。27）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：发电企业应根据实际情况确定综合经济指标及单项经济指标，制订节约能源规划和（c）。a．月度实施计划；b．季度度实施计划；c．年度实施计划。186
19528）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：预热器漏风系数或漏风率应（b）测量一次，以测试报告的数据作为监督的依据。a．每周；b．每月或每季度；c．每半年。29）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：发电企业应对全厂和机组的发电量、发电煤耗率、供电煤耗率、供热量、供热煤耗率等（c）进行统计、分析和考核。a．运行指标；b．宏观指标；c．综合经济技术指标。30）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：发电企业应按照实际入炉煤量和入炉煤机械取样分析的（b）发热量正平衡计算发、供电煤耗率。a．高位；b．低位；c．平均。31）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：发电企业的煤耗率应定期采用（a）校核。a．反平衡法；b．正反平衡法。32）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：当以入厂煤和煤场盘煤计算的煤耗率和以入炉煤计算的煤耗率偏差达到（a）时，应及时查找原因。a．1.0%；b．3%；c．5%。33）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：制粉系统漏风的起点为干燥剂入磨煤机导管断面，终点在负压下运行的设备为排粉机入口，在正压下运行的设备为分离器（c）。a．入口断面；b．中间截面；c．出口断面。34）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：高压加热器随机组启停时投入率不低于98%；高压加热器定负荷时投入率不低于（a）。a．95%；b．98%；c．100%。35）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：胶球清洗装置投入率不低于98%；统计期胶球清洗装置收球率不低于（b）%。a．90%；b．95%；c．98%。187
19636）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于闭式循环水系统，统计期凝汽器真空度的平均值不低于（），对于开式循环水系统，统计期凝汽器真空度的平均值不低于（a）。a．92%、94%；b．94%、95%；c．93%、94%。37）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：设计阶段的可行性研究报告应有节能篇，选用的设备高效、节能、配置合理，不应使用（a）。a．已公布淘汰的耗能产品；b．大功率产品；c．易耗品。38）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于湿冷机组，100MW及以下机组的真空下降速度不大于（a）Pa/min。a．400；b．633；c．500；d．270。39）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于湿冷机组，100MW以上机组的真空下降速度不大于（d）Pa/min。a．400；b．633；c．500；d．270。40）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于空冷机组，300MW及以下机组的真空下降速度不大于（d）Pa/min。a．400；b．270；c．100；d．130。41）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：对于空冷机组，300MW以上机组的真空下降速度不大于（c）Pa/min。a．400；b．270；c．100；d．130。42）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：在冷却塔热负荷大于90%的额定负荷、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（a）℃。a．7；b．8；c．9；d．10。43）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：当循环水温度大于14℃小于30℃时，凝汽器端差不大于（a）℃。a．7；b．8；c．6；d．5。188
19744）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：当循环水温度大于或等于30℃时，凝汽器端差不大于（d）℃。a．7；b．8；c．6；d．5。45）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：当循环水温度小于或等于14℃时，凝汽器端差不大于（c）℃。a．7；b．8；c．9；d．10。46）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（a）℃。a．50；b．45；c．30；d．35。47）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（a）℃。a．25；b．27；c．30；d．35。48）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（d）级。a．0.2；b．0.5；c．0.75；d．1.0。49）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（d）%。a．95；b．96；c．98；d．100。50）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（a）%以上，计量率应达到90%。a．95；b．96；c．98；d．100。51）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（b）%。a．80；b．85；c．95；d．100。189
19852）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（d）%。a．80；b．85；c．95；d．100。53）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（c）%，计量率应达到90%。a．80；b．85；c．95；d．100。54）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：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（b）%。a．80；b．85；c．95；d．100。55）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：水表的精度等级不应低于（d）级。a．0.2；b．0.5；c．1.0；d．2.5。56）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》规定：每（d）年宜开展一次全厂水平衡、电平衡、热平衡和燃料平衡的测试。a．二；b．三；c．四；d．五。57）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定，机组运行中，如果回转式空气预热器阻力超过对应工况设计阻力的（b），应及时安排水冲洗。a．120%；b．150%；c．200%。58）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：计算发、供电煤耗等指标时，选取标准煤的发热量为（a）。a．29307.8kJ/kg；b．29271kJ/kg。59）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于超（超）临界大容量锅炉机组，应对炉膛燃烧稳定均匀性提出更高要求，宜在磨煤机出口设置（a），保证一次风管粉量分配均匀。a．煤粉分配器；b．可调缩孔；c．风粉在线监测装置。190
19960）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对中速磨煤机，为降低制粉系统耗电率，应根据机组负荷变化及时调整磨煤机运行台数，正常运行情况下单台磨煤机出力应调整到该磨煤机最大出力的（a）以上运行，最低出力不低于最大出力的（a）。a．80%65%；b．70%50%；c．90%40%。61）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：不同煤质相掺配时，干燥无灰基挥发分不能相差过大，若两种燃煤干燥无灰基挥发分相差（a）以上，应进行试烧试验。a．15%；b．20%；c．35%。62）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：热风再循环系统宜用于管式空气预热器或较低硫分和灰分的煤种及环境温度较高的地区，热风再循环率不宜大于（a）。a．8%；b．10%；c．15%。Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：63）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：新投产汽轮机经各类修正后的试验热耗率高于保证值时，（a）。试验的一、二类修正量较大时，应对回热系统进行检查消缺，并通过汽轮机和锅炉等主辅设备的运行调整使初、终参数达到设计值。a．应利用首次A级检修通过汽轮机揭缸检查，对通流部分存在的缺陷和汽封间隙过大等不合理问题进行整改；b．应通过运行调整进行整改；c．应重新进行试验。64）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：电厂应优化全厂电量结构，提高大容量高效机组的电量权重。宜按（a）的原则，根据各台机组效率与负荷的对应关系曲线，制定全厂不同负荷和运行方式下的电量调度策略，实现全厂经济运行。191
200a．煤耗等微增率；b．煤耗不等微增率；c．随意。65）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，定压运行时，汽轮机侧主蒸汽压力为（a）。a．设计值±1%；b．设计值±2%；c．设计值±5%。66）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，汽轮机侧主蒸汽温度、再热蒸汽温度为（a）。a．大于等于相应负荷设计值；b．接近相应负荷设计值；c．小于相应负荷设计值。67）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，胶球清洗装置收球率为（c）。a．≥85%；b．≥90%；c．≥95%。68）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，再热器减温水量应为（c）。a．5t/h；b．3t/h；c．0t/h。69）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，给水温度（a）。a．大于等于相应负荷设计值；b．接近相应负荷设计值；c．小于相应负荷设计值。70）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，疏放水阀门泄漏率应为（c）。a．≤8%；b．≤5%；c．≤3%。71）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，排烟一氧化碳浓度应为（c）。a．≤800；b．≤500；c．≤200。72）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，加热器端差（c）。192
201a．大于设计值；b．接近设计值；c．小于等于设计值。73）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，高压加热器投入率应达到（a）。a．100%；b．≥98%；c．≥95%。74）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，排汽压力（a）。a．≤设计值；b．≥设计值；c．接近设计值。75）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，真空系统严密性（b）。a．接近设计值；b．300MW以下湿冷机组≤270Pa/min，300MW以上湿冷机组（含300MW）≤200Pa/min，空冷机组≤100Pa/min；c．湿冷机组≤300Pa/min，空冷机组≤120Pa/min。76）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，凝汽器端差不大于（c）。a．7℃；b．5℃；c．3.5℃。77）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，凝结水过冷度（a）。a．≤0.5℃；b．≤1℃；c．1.5℃。78）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，在90%以上额定热负荷下，气象条件正常时，夏季冷却塔出水温度与大气湿球温度的差值不大于（c）。a．10℃；b．9℃；c．7℃。79）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，排烟温度（a）。a．不大于设计值的3%；b．不大于设计值的5%；c．不大于设计值的6%。193
20280）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，氧量运行范围为（a）。a．（最佳值±0.5%）；b．（最佳值±1.0%）；c．（最佳值±1.5%）。81）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，对于燃用无烟煤的煤粉锅炉，飞灰含碳量（a）。a．≤6%；b．≤4%；c．≤1%。82）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，对于燃用贫煤的煤粉锅炉，飞灰含碳量（b）。a．≤6%；b．≤4%；c．≤2%～0.5%。83）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，对于燃用烟煤的煤粉锅炉，飞灰含碳量（c）。a．≤6%；b．≤4%；c．≤2%。84）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，对于燃用煤矸石、无烟煤的CFB锅炉，飞灰含碳量（a）。a．≤8%；b．≤4%；c．≤2%～0.5%。85）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，对于燃用烟煤的煤粉锅炉，炉渣可燃物含量（b）。a．≤8%；b．≤4%；c．≤2%～0.5%。86）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，对于中速磨煤机，石子煤热值（b）。a．≤4.18MJ/kg；b．≤6.27MJ/kg；c．≤15MJ/kg。87）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，空预器漏风率（a）。a．回转式≤8%，管式≤4%；b．回转式≤9%，管式≤4%；c．回转式≤10%，管式≤2%。88）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：当燃用褐煤时，对于风扇磨煤粉细度R90取（c）。194
203a．15%~25%；b．20%~35%；c．45%~55%。89）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：当燃用褐煤时，对于中速磨煤机煤粉细度R90取（c）。a．10%~25%；b．20%~35%；c．30%~50%。90）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：燃用无烟煤、贫煤和烟煤时，煤粉细度可按（b）选取，煤粉细度R90不应低于4%。a．R90=4+0.55Vdaf；b．R90=0.5nVdaf（n为煤粉均匀性指数）；c．R90=0.55Vdaf。91）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：运行小指标管理要求，吹灰器投入率（c）。a．≥90%；b．≥95%；c．≥98%。92）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：（b）应进行一次真空严密性试验。a．每天；b．每月；c．每季。93）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：设计条件下凝汽器背压的运行值与设计值偏差大于（c）时，应进行凝汽机组冷端系统经济性诊断试验。a．1.5kPa；b．1.0kPa；c．0.8kPa。94）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：机组A、B级检修后，机组不明泄漏率（b）。a．≤0.1%；b．≤0.3%；c．≤0.5%。95）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：机组A、B级检修后，修后的机组连续带负荷运行天数不少于（a）。a．100天；b．80天；c．50天。96）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：电厂能源二级计量（车间、班组及重要辅机）计量检测率应达到（b）。a．100%；b．95%；c．85%。195
20497）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：电厂能源三级计量（各设备和设施、生活用计量）计量检测率应达到（c）。a．100%；b．95%；c．85%。98）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：用输煤皮带秤作为入炉煤计量装置的，每月校验不应少于（b）。a．一次；b．二次；c．四次。99）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：船舶来煤的电厂，以（c）。a．入厂煤皮带秤检测为准；b．以卸煤前后船舶吃水深度检测为准；c．以船舶检尺（卸煤前后船舶吃水深度检测）为准，并以入厂煤皮带秤检测作为校核。100）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：入厂煤的采、制样应实现机械化，并保证采制设备完好率达到主设备水平，入厂煤机械采样装置投入率应达到（a）。a．100％；b．98%；c．85％。101）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：煤场场损率应控制在（a）。a．0.4%以内；b．0.8%以内；c．1.0%以内。102）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：统计期内的煤耗，应采用正平衡方法进行计算。应定期采用反平衡法对煤耗率进行校核，正、反平衡计算的供电煤耗相差大于（b）时，应认真分析原因并尽快整改。a．1.5g/kW·h；b．3g/kW·h；c．5g/kW·h。103）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：应对磨煤机、引风机、循环水泵、脱硫浆液循环泵等重要辅机的运行方式进行优化调整，实现（c），避免长时间在低效区运行。196
205a．比例调度；b．计划调度；c．经济调度。104）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：燃用高挥发分烟煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况（b）。a．15%～25%；b．30%～35%；c．50%～55%。105）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：燃用贫煤、低挥发分烟煤、褐煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况的（a）。a．35%～50%；b．40%～45%；c．50%～55%106）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：燃用无烟煤的锅炉，其不投油助燃的最低稳定负荷不低于额定工况的（b）。a．15%～25%；b．40%~50%；c．50%~55%。107）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：新建或扩建的循环供水凝汽式火电厂全厂复用水率不应低于（c）。a．90%；b．93%；c．95%；d．98%。108）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：新建或扩建的严重缺水地区的凝汽式火力发电厂全厂复用水率不应低于（d）。a．90%；b．93%；c．95%；d．98%。109）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：亚临界机组补水率不大于（d）（不考核供热期）。a．0.5%；b．0.6%；c．0.7%；d．1%。110）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：超（超）临界机组补水率不大于（c）。a．0.5%；b．0.6%；c．0.7%；d．0.8%。111）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：空冷机组真空系统严密性不大于（a）。a．100Pa/min；b．120Pa/min；c．150Pa/min；d．270Pa/min。197
206112）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：机组经过A级检修后，排烟温度修正到设计条件下不高于设计值的（a）；a．3%；b．5%；c．7%。113）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：当周围环境高于25℃时，保温层表面温度与环境温度的差值不得超过（c）。a．15℃；b．20℃；c．25℃；d．50℃。114）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：当周围环境温度不高于25℃时，保温层表面温度不得超过（a）。a．50℃；b．60℃；c．80℃；d．90℃。115）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：电厂一级计量的燃料、电、油、煤气、蒸汽、热、水等其它能源计量检测率应达到（d）。a．85%；b．90%；c．95%；d．100%。116）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：新投产火电机组，在试生产期结束前须按照设备订货合同和DL/T5437《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的规定进行性能考核试验，并编写（c、d）。a．考核试验报告；b．能耗评价报告；c．热力性能试验报告；d．技术经济性能评价报告。117）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：高压加热器的投入率应达到（d）%。a．95；b．96；c．98；d．100。118）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：胶球清洗装置投入率应达到（d）%。a．95；b．96；c．98；d．100。119）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：胶球清洗装置收球率应达到（a）%以上。a．95；b．96；c．98；d．100。198
207120）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：600MW超（超）临界湿冷烟煤机组磨煤机耗电率应（b）a．≤0.35%；b．≤0.38%；c．≤0.4%；d．≤1.1%。121）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：对于600MW~1000MW超（超）临界机组，脱硫系统耗电率应（b）a．≤0.8%；b．≤1.1%；c．≤1.2%；d．≤1.5%。122）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：A级检修前后或汽轮机通流部分改造前后，宜以（a）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。a．阀点；b．负荷。123）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：采用各种运行、检修技术措施和燃烧调整试验后，额定负荷下锅炉排烟温度仍然比设计值高出（b）以上时，应通过增加空气预热器受热面积、省煤器受热面积或加装烟气余热利用系统等技术改造降低锅炉排烟温度。a．10℃；b．15℃；c．25℃。124）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：宜在锅炉省煤器出口烟道（或在脱硝烟气在线连续监测装置处）加装（d）浓度测量装置，以实现与氧量配合进行精确配风，防止锅炉受热面高温腐蚀和飞灰含碳量偏高。a．二氧化碳；b．氮氧化物；c．二氧化硫；d．一氧化碳。125）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定：入厂煤、入炉煤机械采样装置应每半年进行一次采样精密度核对，机械采制样装置的性能指标（可靠性、最大允许偏倚度、采样精密度、全水分损失）应符合相关标准的规定，宜每（b）年进行一次整机综合性能检验，确保自动采制样装置精密度符合要求，且所采制的样品无系统误差。a．1；b．2；c．5。199
208126）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：等离子点火技术适用于挥发分大于（c），灰分＜40%的煤种。a．10%；b．16%；c．20%；d．25%。127）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010）规定：燃用低挥发分煤时，BRL工况下空气预热器出口一次风温不应低于（d）。a．260℃；b．280℃；c．300℃；d．330℃。128）华能集团公司《火力发电机组节电技术导则》规定：600MW等级超超临界湿冷机组设计厂用电率应达到（c）%。a．4.5；b．4.6；c．4.7；d．4.9。129）华能集团公司《火力发电机组节电技术导则》规定：1000MW等级超超临界湿冷机组设计厂用电率应达到（a）%。a．4.5；b．4.6；c．4.7；d．4.9。130）华能集团公司《火力发电机组节电技术导则》规定：600MW等级超临界间冷机组设计厂用电率应达到（d）%。a．4.5；b．4.6；c．4.7；d．4.8。131）Q/HN-1-000.08.001-2011《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（a）g/（kW·h），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。a．5；b．6；c．9；d．10。132）Q/HN-1-000.08.001-2011《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（a）℃。a．3.5；b．5；c．7；d．9。133）Q/HN-1-000.08.001-2011《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（a）%。a．2；b．3；c．4；d．5。200
209134）Q/HN-1-000.08.001-2011《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（a）Pa/min。a．200；b．270；c．400；d．633。135）Q/HN-1-000.08.001-2011《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（a）Pa/min。a．100；b．270；c．400；d．633。136）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：本标准适用于华能集团管理的机组单机容量（c）及以上的燃煤发电厂。a.100MW；b.200MW；c.300MW。137）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：基础管理、技术管理、设备管理每项得分率不低于（b）。a.85分；b.90分；c.95分。138）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：当出力系数≥（b）时，出力系数对发电煤耗基准值变化量和发电厂用电率基准值变化量不进行修正；当出力系数＜（b）时，出力系数对发电煤耗基准值变化量和发电厂用电率基准值变化量修正计算。a.0.80；b.0.75。139）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计和燃用无烟煤的机组，在同容量燃煤机组发电煤耗基准值基础上增加（c）。a.1.0g/(kW·h)；b.2.0g/(kW·h)；c.3.0g/(kW·h)。140）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计和燃用无烟煤的机组，在同容量燃煤机组发电厂用电率基准值基础上增加（a）。a.0.5个百分点；b.0.3个百分点；c.0.2个百分点。141）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计和燃用贫煤的机组，或设计和燃用无烟煤和贫煤混煤的机组，在同容量燃煤机组发电煤耗基准值基础上增加（b）。201
210a.1.0g/(kW·h)；b.2.0g/(kW·h)；c.3.0g/(kW·h)。142）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计和燃用贫煤的机组，或设计和燃用无烟煤和贫煤混煤的机组，在同容量燃煤机组发电厂用电率基准值基础上增加（b）。a.0.4个百分点；b.0.3个百分点；c.0.2个百分点。143）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计和燃用褐煤的机组，在同容量燃煤机组发电煤耗基准值基础上增加（b）。a.1.0g/(kW·h)；b.2.0g/(kW·h)；c.3.0g/(kW·h)。144）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计和燃用褐煤的机组，在同容量燃煤机组发电厂用电率基准值基础上增加（a）。a.0.4个百分点；b.0.3个百分点；c.0.2个百分点。145）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计燃煤热值在20MJ/kg及以上的机组，当实际燃煤热值高于20MJ/kg，不进行修正。燃煤热值较20MJ/kg每低于0.4MJ/kg，发电煤耗基准值增加（c）。a.1.0g/(kW·h)；b.0.5g/(kW·h)；c.0.25g/(kW·h)。146）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计燃煤热值在20MJ/kg及以上的机组，当实际燃煤热值高于20MJ/kg，不进行修正。燃煤热值较20MJ/kg每低于0.4MJ/kg，发电厂用电率基准值增加（c）。a.0.1个百分点；b.0.08个百分点；c.0.06个百分点。147）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计燃煤热值在20MJ/kg以下的机组，当实际燃煤热值每低于设计燃煤热值0.4MJ/kg，发电煤耗基准值增加（c）。a.1.0g/(kW·h)；b.0.5g/(kW·h)；c.0.25g/(kW·h)。148）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对于设计燃煤热值在20MJ/kg以下的机组，当实际燃煤热值每低于设计燃煤热值0.4MJ/kg，发电厂用电率基准值增加（c）。202
211a.0.1个百分点；b.0.08个百分点；c.0.06个百分点。149）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：燃用烟煤锅炉，飞灰含碳量≤（a）。a.1%；b.2%；c.4%。150）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：燃用贫煤锅炉，飞灰含碳量≤（c）。a.1%；b.2%；c.4%.151）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：燃用无烟煤锅炉，飞灰含碳量≤（a）。a.6%；b.2%；c.4%。152）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：超（超）临界机组，机组补水率≤（b）。a.0.5%；b.0.7%；c.1.0%。153）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：亚临界机组，机组补水率≤（c）。a.0.5%；b.0.7%；c.1.0%。154）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：排烟温度≤机组负荷对应的设计值+（a）。a.5℃；b.8℃；c.10℃。155）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：超超临界机组配置2×100%凝结水泵，凝结水泵耗电率≤（c）。a.0.15%；b.0.18%；c.0.20%。156）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：超临界机组配置2×100%凝结水泵，凝结水泵耗电率≤（b）。a.0.15%；b.0.18%；c.0.20%。203
212157）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：亚临界机组配置2×100%凝结水泵，凝结水泵耗电率≤（a）。a.0.15%；b.0.18%；c.0.20%。158）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：循环水泵耗电率通常在（b）。a.0.55%～0.65%；b.0.65%～0.75%；c.0.6%～0.7%。159）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：超（超）临界机组一次风机、送风机、引风机耗电率（燃用烟煤，不设脱硝装置）之和≤（a）。a.1.4%；b.1.5%；c.1.55%。160）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：亚临界机组一次风机、送风机、引风机耗电率（燃用烟煤，不设脱硝装置）之和≤（b）。a.1.4%；b.1.5%；c.1.55%。161）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：600MW空冷机组一次风机、送风机、引风机耗电率（燃用烟煤，不设脱硝装置）之和≤（b）。a.1.4%；b.1.5%；c.1.55%。162）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：300MW空冷机组一次风机、送风机、引风机耗电率（燃用烟煤，不设脱硝装置）之和≤（c）。a.1.4%；b.1.5%；c.1.55%。163）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：600MW及以上超临界机组电除尘器耗电率≤（a），其它机组≤0.25%。a.0.2%；b.0.22%；c.0.3%。164）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：600MW～1000MW超（超）临界机组脱硫耗电率≤（b），其它机组≤1.2%。204
213a.1.0%；b.1.1%；c.1.3%。165）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对300MW等级机组，当采用直流供水系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（a）。a.0.25kg/(kW·h)；b.0.21kg/(kW·h)；c.0.18kg/(kW·h)。166）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对350MW～600MW以下级机组，当采用直流供水系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（b）。a.0.25kg/(kW·h)；b.0.21kg/(kW·h)；c.0.18kg/(kW·h)。167）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对600MW级及以上机组，当采用直流供水系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（c）。a.0.25kg/(kW·h)；b.0.21kg/(kW·h)；c.0.18kg/(kW·h)。168）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对300MW等级机组，当采用循环供水系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（a）。a.2.20kg/(kW·h)；b.2.10kg/(kW·h)；c.2.05kg/(kW·h)。169）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对350MW～600MW以下级机组，当采用循环供水系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（b）。a.2.20kg/(kW·h)；b.2.10kg/(kW·h)；c.2.05kg/(kW·h)。170）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对600MW级及以上机组，当采用循环供水系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（c）。a.2.20kg/(kW·h)；b.2.10kg/(kW·h)；c.2.05kg/(kW·h)。171）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对300MW等级机组，当采用空冷系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（a）。a.0.40kg/(kW·h)；b.0.35kg/(kW·h)；c.0.32kg/(kW·h)。205
214172）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对350MW～600MW以下级机组，当采用空冷系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（b）。a.0.40kg/(kW·h)；b.0.35kg/(kW·h)；c.0.32kg/(kW·h)。173）Q/HN-1-000.08.001-2011《华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准》规定：对600MW级及以上机组，当采用空冷系统时，全厂发电新鲜水耗考核基准值为（c）。a.0.40kg/(kW·h)；b.0.35kg/(kW·h)；c.0.32kg/(kW·h)。174）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》规定：停用超过（b）以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验确认合格才能启用。a.1年；b.2年；c.3年。175）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》规定：对运行达（b）的主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水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。a.8万小时；b.10万小时；c.15万小时。176）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》规定：运行10万小时以上的机组，每隔（b）应对转子进行一次检查；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。a.2～3年；b.3～5年；c.4～5年。177）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》规定：锅炉停炉（a）以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞严重的现象，应及时清理并进行通风干燥。a.1周；b.10天；c.15天。178）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》规定：要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度，停炉（c）以上中贮式制粉系统将粉仓内存粉烧空。a.2天；b.4天；c.3天。206
215179）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡期以（a）为宜。a．一个月；b．两个月；c．三个月。180）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡期，纯凝发电厂选在（b）。a．夏季；b．春季或秋季；c．冬季。181）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡期，热电厂选择（a）。a．两个能量平衡期，一个在冬季，一个在夏季；b．两个能量平衡期，一个在春季，一个在秋季；c．能量平衡期在冬季供热高峰期。182）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：火力发电厂能量平衡测试应（b）。a.每年进行一次；b.5年进行一次；c．每8年进行一次。183）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：热平衡的不平衡率（a）。a．不超过±1%；b．不超过±2%；c．不超过±4%。184）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》规定：水平衡的不平衡率（c）。a．不超过±1%；b．不超过±2%c．不超过±4%。185）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：锅炉排污率是指锅炉运行中排污量与锅炉（b）蒸发量的百分比。a.额定；b.实际。186）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：湿冷塔冷却幅高是指湿冷塔出口水温与（b）的差值。a.进口水温；b.大气湿球温度。207
216187）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》规定：燃气轮机排气压力是指燃气轮机出口法兰处平面工质的（c）。a.静压；b.动压；c.全压。188）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：采用水力除灰系统的火力发电厂（海水除外），灰浆的浓度应采用高浓度（水灰比不超过（a））或中浓度（水灰比不超过5～6），不宜采用低浓度水力除灰。a.2.5～3；b.3.5～4.5。189）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：带冷却塔的循环冷却水系统的浓缩倍率应根据水源条件（水量、水质和水价等）、节约用水要求、环境保护要求、水处理费用及药品来源等因素经技术经济比较后确定。按DL/T5068的规定，一般控制在（a）。a.3～5倍；b.4～5倍。190）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：热水热力网宜采用闭式双管制系统，热网水循环使用。闭式热网水的正常补水率应按CJJ34的规定执行，不宜大于循环水量的（b）。热网加热器的凝结水宜回收至热力系统直接利用。a.0.5%；b.1%。191）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》规定：蒸汽热力网的凝结水，应根据凝结水的水质、回水量及火力发电厂的水源条件等经技术经济比较后确定回收方案。采用间接加热的热交换器应符合CJJ34的规定，其凝结水回收率不应小于（a）。a.80%；b.85%；c.90%。192）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：采用三分仓空气预热器正压直吹式制粉系统的冷一次风机的风量裕量宜为（d），宜另加温度裕量，可按“夏季通风室外计算温度”确定。a．10~15％；b．15~20％；c．25~30％；d．20~30％。193）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：锅炉过热器出口至汽轮机进口的压降，不宜大于汽轮机额定进汽压力的（d）。208
217a．8％；b．7％；c．6％；d．5％。194）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：过热器出口额定蒸汽温度，对于亚临界及以下参数机组宜比汽轮机额定进汽温度高（b）。a．2℃；b．3℃；c．4℃；d．5℃。195）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：过热器出口额定蒸汽温度，对于超临界参数机组，宜比汽轮机额定进汽温度高（d）。a．2℃；b．3℃；c．4℃；d．5℃196）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定：对双进双出钢球式磨煤机，磨煤机总计算出力在磨制设计煤种时不应小于锅炉最大连续蒸发量时燃煤消耗量的（c）。a．100％；b．105％；c．115％；d．120％。197）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：当煤的干燥无灰基挥发分大于（b）（或煤的爆炸性指数大于1.0）时，制粉系统设计时应考虑防爆要求。ａ．6％；ｂ．10％；ｃ．15％。198）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：当煤的干燥无灰基挥发分大于（b）（或煤的爆炸性指数大于3.0）时，不宜采用中间储仓式制粉系统，如必要时宜抽炉烟干燥或加入惰性气体。a．20％；b．25％；c．35％。199）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：当煤粉浓度为（a）3时，爆炸压力达到最大值。不爆炸的浓度随煤种的不同而有所区别，约为0.1kg/m～30.2kg/m。因此制粉系统是处在爆炸最危险的浓度范围内。33333a．0.3kg/m～0.6kg/m；b．0.6kg/m；c．0.6kg/m～1.6kg/m。200）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：制粉系统气粉混合物中含氧量降低到（a）时，可以防止爆炸。a．12％（褐煤）和14％（烟煤）：b．15％（褐煤）和18％（烟煤）：209
218c．15％。201）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：制粉系统的爆炸绝大部分是发生在制粉设备的（c）（因为此时气流中的含氧相对较多）。a．启动阶段；b．运行阶段；c．启动和停机阶段。202）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：煤质为无烟煤时，磨煤机出口最高温度（a）。a．只受设备允许温度的限制；b．应小于160℃；c．应小于100℃。203）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：煤质为烟煤时，双进双出钢球磨直吹式（紧凑式为分离器后，分离式为磨煤机后）磨煤机出口最高温度（a）。a．应小于70～75℃；b．应小于160℃；c．只受设备允许温度的限制。204）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：煤质为褐煤时，双进双出钢球磨直吹式（紧凑式为分离器后，分离式为磨煤机后）磨煤机出口最高温度（b）。a．只受设备允许温度的限制；b．应小于70℃；c．100℃。205）DL/T466-2004《电站磨煤机及制粉系统选型导则》规定：RP、HP中速磨煤机直吹式磨煤机出口最高温度，高热值烟煤小于82℃，低热值烟煤小于77℃，次烟煤、褐煤小于（b）。a．50℃；b．66℃。c．77℃。206）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf（a）的煤皆可认为是较易着火煤（IT＜700℃）。a．＞25%；b．＝15%～20%；c．＜10%。207）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf（b）的煤皆可认为是中等着火煤（IT＝700℃～800℃）。a．＞25%；b．＝15%～20%；c．＜10%。210
219208）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf（c）的煤皆可认为是较难着火煤（IT＞800℃）。a．＞25%；b．＝15%～20%；c．＜10%。209）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf＝20%～25%的煤是（b）。a．是较易着火煤；b．既可能是较易着火煤，也可能是中等着火煤。210）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：Vdaf＝10%～15%的煤是（a）。a．既可能是中等着火煤，也可能是较难着火煤；b．既可能是较易着火煤，也可能是中等着火煤。211）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：现代大容量固态排渣煤粉燃烧锅炉可供选择的燃烧方式基本是（a）。a．3种燃烧方式：切向燃烧方式、墙式燃烧方式、拱式燃烧方式；b．悬浮燃烧；c．流化燃烧。212）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：大容量煤粉锅炉燃烧方式的选择主要依据于（a）。a．干燥无灰基挥发分含量Vdaf和煤粉气流着火温度IT；b．机组容量；c．经济性。213）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：燃烧方式选择的基本原则：对于煤粉气流着火温度（IT＜700℃），宜采用（b）。a．用双拱燃烧方式；b．切向燃烧或墙式燃烧方式。214）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：燃烧方式选择的基本原则：对于中等着火煤（IT＝700～800℃），宜优先选用（a）。a．切向燃烧方式或墙式燃烧方式，燃烧器区水冷壁面可适当敷设卫燃带；b．切向燃烧或墙式燃烧方式，并配直吹式制粉系统；c．风扇磨直吹式制粉系统、多角切向燃烧方式。211
220215）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：如果设计煤质和校核煤质两者分别属于较易着火煤和中等着火煤，则燃烧方式的选择宜用（a）。a．墙式或切向燃烧系统；b．双拱燃烧方式；c．多角切向燃烧方式。216）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：如果设计煤质和校核煤质两者分别属于较难着火煤和中等着火煤，则宜选用（c）。a．墙式或切向燃烧系统；b．多角切向燃烧方式；c．双拱燃烧系统。217）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：混烧诸煤种的Vdaf相差较大时，如采取混磨混烧措施，为获得较好的燃尽效果，煤粉细度宜（a）。a．按Vdaf低的煤种选取；b．按平均Vdaf选取；c．按Vdaf高的煤种选取。218）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：混烧诸煤种的Vdaf相差较大时，如采用取分磨分烧措施，则煤粉细度则宜选用（b）。a．按Vdaf低的煤种选取；b．可以分别按不同煤种的Vdaf选用；c．按平均Vdaf选取。219）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：对于严重结渣性煤，qV、qF、qB和qm都宜选其（a），而h1则宜选其较大值或最大值。a．较小值或最小值；b．较大值；c．平均值。220）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：在一般条件下，更要留意qV的选值不宜过高或过低。过高会影响燃尽，导致炉膛出口烟温过高以致受热面局部结渣；而过低则（b）。a．增加造价；b．会使蒸发与过热受热面分配失衡；c．增加运行成本。221）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：锅炉设计时，对于着火性差而低结渣性煤，qF宜取（c）。a．平均值；b．较小值；c．较大值。222）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：切圆燃烧锅炉炉膛特征参数变化趋势为，机组容量增加，（a）。a．qV降低，qF增加，h1增加；b．qV降低，qF降低，h1降低；c．不变。212
221223）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：切圆燃烧锅炉炉膛特征参数变化趋势为，煤的结渣性增加，（a）。a．qV、qF、qB、qm降低，h1增加；b．qV、qF、qB、h1降低；c．不变。224）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：切圆燃烧锅炉炉膛特征参数变化趋势为，煤的着火性降低，（b）。a．qV、qF、qB降低；b．qV降低，qF、qB增加；c．h1增加。225）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：切圆燃烧锅炉炉膛特征参数变化趋势为，煤的燃尽性降低，（c）。a．qV、qF降低；b．qV、qm降低，h1增加；c．h1增加。226）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：炉膛选型设计″时，在BMCR工况下炉膛出口烟窗的设计计算烟温θF宜按煤灰变形温度来确定，即″″θF≤（DT－100）℃；但若煤灰软化温度与变形温度之差（ST－DT）≤50℃，则应取θF（a）。a．≤（ST－150）℃；b．≤（DT－100）℃；c．≤（DT－50）℃227）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：对于严重结渣性的煤种及敷有卫燃带的炉膛，冷灰斗斜坡与水平面的夹角可取用（b）。a．45°~50°；b．50°~55°；c．55°~60°。228）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》规定：对于含硫量大于（c）的煤种，为避免或减轻水冷壁管外壁高温腐蚀的危害，除上述措施外，宜适当降低燃烧器区壁面热负荷。亦可考虑在炉膛燃烧器区采用防腐措施。a．0.5%；b．1.0%；c．1.5%。229）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》规定：采用钢球磨煤机的贮仓式制粉系统每台锅炉装设的磨煤机计算总出力，在磨煤机最佳钢球装载量下，按设计煤种应不小于锅炉最大连续蒸发量时所需耗煤量的（d）。a．100%；b．105%；c．110%；d．115%。213
222230）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：接触型式的磨煤机如球磨机、“E”型中速球磨、“MPS”型中速磨等带磨空负荷试转时间宜控制在（a）。a．2min左右；b．30min左右；c．2小时；d．4小时。231）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》规定：额定转速在1500r/min的转机正常运行时轴承振动不应超过（c）mm。a．0.12；b．0.10；c．0.085；d．0.05。232）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉本体（包括过热器）超水压试验压力是（d）汽包工作压力。a．1.05倍；b．1.10倍；c．1.15倍；d．1.25倍。233）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：锅炉再热器超水压试验压力是（d）再热器进口压力。a．1.10倍；b．1.25倍；c．1.40倍；d．1.50倍。234）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：水压试验必须制定专用的试验措施，环境温度低于（b）时应有防冻措施。a．0℃；b．5℃；c．－5℃倍。235）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：汽包锅炉的汽包或过热器出口所装控制安全阀起座压力是（a）工作压力。a．1.05倍；b．1.10倍；c．1.15倍；d．1.25倍。236）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：汽包锅炉的汽包或过热器出口所装工作安全阀起座压力是（b）工作压力。a．1.05倍；b．1.08倍；c．1.10倍；d．1.15倍。237）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：再热器出口所装工作安全阀起座压力是（b）工作压力。a．1.05倍；b．1.08倍；c．1.10倍；d．1.15倍。238）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：正常运行中，汽包水位应以（a）为准，其它汽包水位表计与其核对，并参照给水、蒸汽流量及时进行调整。214
223a．就地水位计；b．电子水位计；c．远方水位计。239）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：自然循环汽包锅炉每只定期排污阀的排污时间不超过（a）。a．0.5min；b．5min倍；c．10min；d．15min。240）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定：计划检修停炉应采用（a），以使锅炉和汽轮机得到最大限度的冷却，使检修提前开工，缩短检修工期。a．滑参数停炉；b．定参数停炉。241）JB/T4358-2008《电站锅炉离心式通风机》规定：送风机、一次风机输送介质为空气，其设计进口气体温度20℃，允许最大进口气体温度不超过（b），其介质的3含尘浓度不超过100mg/Nm。a.70℃；b.80℃；c.90℃。242）JB/T4358-2008《电站锅炉离心式通风机》规定：当通风机的轴承温度无特殊要求时，轴承温升（指轴承处）应不高于周围环境温度40℃，最高温度不超过（b）。a.70℃；b.80℃；c.90℃。243）JB/T4358-2008《电站锅炉离心式通风机》规定：在额定的流量下，所对应的通风机的压力偏差为±5%；通风机内效率不得低于其对应点效率的（b）。a.1%；b.3%；c.5%。244）DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》规定：（a）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。a．每；b．每两；c．每三；d．每四。245）DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》规定：A级检修结束后宜在（a）天内完成热效率试验。a．20；b．60；c．15；d．180。246）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：停机时间超过（a）天时，机组投运后3天内应进行严密性试验。215
224a．15；b．20；c．30；d．60。247）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：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（a）倍。a．0.67；b．0.7；c．1.25；d．1.5。248）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》规定：真空严密性试验时，机组负荷应稳定在（d）%额定负荷以上。a．50；b．60；c．70；d．80。249）DL/T5142-2002《火力发电厂除灰设计规程》规定：当灰中的化学成分CaO含量大于（b）时，不宜采用水力除灰系统，可采用气力除灰或机械除灰系统。a．8％；b．10％；c．12％；d．15％。250）DL/T5142-2002《火力发电厂除灰设计规程》规定：当输送距离不超过1000m时，宜采用（a）。a．正压气力除灰系统；b．负压气力除灰系统；c．联合气力除灰系统。251）DL/T5142-2002《火力发电厂除灰设计规程》规定：输灰管线若采用分段变径时，在变径后的速度应（c）最小输送速度。a．小于；b．等于；c．大于。252）DL/T1111-2009《火力发电厂厂用高压电动机调速节能导则》规定：采用动叶可调轴流式风机时，（a）采用调速装置。a.不推荐；b.推荐。253）DL/T1111-2009《火力发电厂厂用高压电动机调速节能导则》规定：高压头大容量前弯离心式风机，因易发生喘振，应（a）采用调速装置。a.慎重；b.推荐。254）DL/T994-2006《火电厂风机水泵用高压变频器》规定：在输出额定电压、额定电流和负载功率因数不小于0.80的条件下，高压变频器的效率应不小于（a）。a.95%；b.90%；c.98%。216
225255）DL/T994-2006《火电厂风机水泵用高压变频器》规定：加装高压变频器后，在20%额定转速到100%额定转速内，应使电网侧功率因数不小于（b）。a.0.88；b.0.90；c.0.92。256）DL/T994-2006《火电厂风机水泵用高压变频器》规定：（高压变频器）应具有软启动特性，启动电流不大于（c）额定电流；启动时间根据负载特性，由制造商与用户协商解决。a.1.1倍；b.1.2倍；c.1.3倍。257）GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》规定：固态排渣锅炉测定锅炉机组热效率时的试验持续时间（b）。a．≥1h；b．≥4h；c．≥6h。258）GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》规定：蒸汽温度、压力、流量、排烟温度、送风温度等主要参数测量的时间间隔（b）。a．≥3min；b．5～15min；c．30min。259）GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》规定：锅炉性能试验时，每个试验工况煤粉取样不少于（a）。a．2次；b．3次；c．5次。260）GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》规定：锅炉性能试验时，正式试验前，须按正式试验的测试项目及要求进行（c）预备性试验。a．多次；b.0次；c．一次261）GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》规定：通常在烟、风道壁面上直接开孔测量静压。尽可能在内表面平整的壁面上垂直开孔，孔径宜为（b）mm，孔边缘不应有毛刺和倒角；静压测孔应开在烟（风）道直段上，附近不应存在挡板、弯头等阻力部件及涡流区。a．１；b．2～3；c．10。217
226262）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：试验最好在投运后（b）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。a．4；b．8；c．12；d．16。263）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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（a）%。a．0.1；b．0.2；c．0.3；d．0.5。264）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：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±（c）%的范围内进行调整。a．3；b．4；c．5；d．6。265）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：建议一次验收试验的持续时间为（a）小时，持续时间也可根据协议缩短，但不得小于1小时。a．2；b．3；c．4；d．5。266）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：同一负荷点的一组试验，当将其修正到相同的运行条件下，如果试验结果之间的差别大于（a）%，就应认为试验不一致。a．0.25；b．0.3；c．0.4；d．0.5。267）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：最好将一台主流量测量装置布置在系统中温度小于（b）K的地方，使导致测量元件变形的温度效应降到最低限度。a．273；b．423；c．500；d．535。268）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：当流量测量装置（b）安装在管道上时，应对两个取压点的高度差和流过节流装置的水与传压管中的水的密度差进行修正。218
227a．水平；b．垂直。269）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机高准确度试验时，主流量至少应用（a）套独立的差压测量装置来测量，推荐采用喉部取压喷嘴。a．两；b．三；c．一。270）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：蒸汽流过测量装置时，应保持过热状态，在喷嘴或孔板的最小截面处，蒸汽的过热度应不小于（c）K。a．5；b．10；c．15；d．20。271）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机试验过程中所测的压力应是（a）压。a．静；b．动。272）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机高准确度试验时，测量低压缸排汽压力时，如果同一时刻的读数偏差大于（b）kPa，就应查明原因。a．0.2；b．0.3；c．0.4；d．0.5。273）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机高准确度试验时，每个排汽口压力测点数目不得少于（a）个，也无需超过8个。a．2；b．4；c．6；d．7。274）GB/T8117.1-2008《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》规定：汽轮机高准确度试验时，主要温度测点双重测量值之间的最大偏差为（a）K。a．0.5；b．1；c．2；d．3。275）GB/T8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》规定：建议一次验收试验的最短持续时间为1小时，经协商或因技术上的要求持续时间也可缩短，但不宜小于（b）分钟。a．20；b．30；c．40；d．50。219
228276）GB/T8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》规定：能力试验的持续时间由各方商定，但不宜小于（c）分钟。a．10；b．30；c．15；d．50。277）GB/T8117.2-2008《各种类型和容量的汽轮机宽准确度试验》规定：低压缸排汽压力测量时，每个排汽口压力测点数目至少（a）个。a．2；b．4；c．6；d．8。278）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：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、（a）等四个参数。a．凝汽器清洁度；b．凝汽器过冷度；c．真空严密性。279）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：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（b）。a．凝汽器清洁度；b．凝汽器压力；c．真空严密性。280）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：表面式凝汽器运行性能试验规定了（d）类型的试验。a．一种；b．两种；c．三种；d．四种。281）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：在每一组管束上方（a）位置测量凝汽器压力。a．0.3m～0.9m；b．0.2m～0.8m；c．0.3m～0.7m；d．0.5m～0.7m。282）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：对于多壳多压凝汽器，各壳体中的每组管束至少有（c）个凝汽器压力测点。a．一；b．两；c．三；d．四。283）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：对于单壳多压凝汽器，各压力室中的每组管束至少有（b）个压力测点。a．一；b．两；c．三；d．四。220
229284）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》规定：凝汽器压力测量的最大不确定度为±0.34kPa，宜使用（a）精度等级的绝对压力变送器。a．0.1；b．0.2；c．0.5；d．0.075。285）GB/T3214-2007《水泵流量测定的方法》规定：在节流件上游至少（d）D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。a．5；b．6；c．8；d．10。286）GB/T3214-2007《水泵流量测定的方法》规定：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（b）年。a．1；b．2；c．3；d．4。287）GB/T3214-2007《水泵流量测定的方法》规定：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（b）年。a．1；b．2；c．3；d．4。288）GB/T3214-2007《水泵流量测定的方法》规定：电磁流量计的准确度等级分为0.3、0.5、（c）、1级。a．0.6；b．0.7；c．0.8；d．0.9。289）GB/T3214-2007《水泵流量测定的方法》规定：电磁流量计测量的流速范围为（a）m/s。a．0.3~12；b．0.9~12；c．1~6；d．3~12。290）GB/T3214-2007《水泵流量测定的方法》规定：电磁流量计检定执行的规程是JJG198。准确度为0.1、0.2、0.5级的电磁流量计，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（b）年。a．1；b．2；c．3；d．4。291）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组归档移交工作应符合国家有关建设项目档案管理规定、电力行业有关电力建设施工、调试221
230质量验收等规程的要求，由建设单位组织施工、设计、调试、监理等有关单位，在机组移交生产后（b）天内完成。a．30；b．45；c．60；d．90。292）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：按设备供货合同供应的检修用的备品配件、施工后剩余的安装用易损易耗备品配件、专用仪器和专用工具，由建设单位组织施工单位在机组移交生产后（b）天内移交生产单位。a．30；b．45；c．60；d．90。293）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组的考核期自总指挥宣布机组试运结束之时开始计算，时间为（d）个月，不应延期。a．2；b．3；c．4；d．6。294）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：建设单位的职责中的第3条，要求建设单位在设计和主要设备供货合同签订时就要充分考虑到现场需要的资料份数，至少要保证：存档资料2套、建设单位3套、监理单位1套、施工单位4套（按承包范围分别分发给不同的施工单位）、调试单位1套、生产单位（b）套。a．2；b．3；c．4；d．1。295）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：移交生产的机组，在完成（b）、符合并网及商业运行相关规定并办理相关手续之后，即可转入商业运行。a．全部技术档案移交；b．全部涉网试验项目验收；c．竣工验收。296）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：火力发电建设工程机组的保修期，为移交生产后（a）。a．一年；b．1.5年；c．2年；d．3年。297）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组分系统试运和整套启动试运中的调试工作必须由（b）承担。a．建设单位；b．具有相应调试能力资格的单位；c．设计单位。222
231298）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组进入整套启动试运前，必须经过（b）的监督认可。a．启动调试委员会；b．电力建设质量监督中心站；c．调试总指挥。299）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组试运中发生设备损坏、非计划中断运行等事故时，应由（c）主持，组织工程各参建单位进行事故调查和分析，并制定出相应防范措施。a．设计单位；b．监理单位；c．总指挥或常务副总指挥。300）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定：机组整套启动试运结束后，应由（a）进行质量监督评价。a．电力建设质量监督中心站；b．生产单位；c．监理单位。301）JGJ173《供热计量技术规程》规定：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（b）管上。a．进水；b．回水。302）JGJ173《供热计量技术规程》规定：热量表的流量传感器的安装位置应符合仪表安装要求，且宜安装在（b）管上。a．进水；b．回水。303）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，一般应在（b）内恢复。a．4小时；b．8小时；c．12小时；d．24小时。304）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行（a）。a．实际传动校检；b．用信号短接方法进行模拟传动试验。305）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》规定：汽包水位计水侧取样管孔位置应（a）锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。223
232a．低于；b．等于；c．大于。306）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：为减少热力及疏水系统泄漏，运行中相同压力的疏水管路应尽量（），减少疏水阀门和管道。疏水阀门宜采用（），不宜采用（b）。a．分开、电动球阀、球阀；b．合并、球阀、电动球阀；c．合并、电动球阀、球阀。307）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010）规定：在THA工况下，对国产300MW等级亚临界空冷汽轮机，配置电动给水泵，汽轮机热耗率高于（a）kJ/kW·h时，可通过汽轮机通流部分改造提高机组运行经济性。a．8450；b．8550；c．8650。308）DL/T1464-2015《燃煤机组节能诊断导则》规定：若测算的机组发电煤耗与电厂正平衡统计的发电煤耗大于（a）g/（kW·h），宜进一步核查各种因素对机组发电煤耗的影响量，核查煤量计量及热值化验结果，并指出误差大的原因及处理措施。a．1.5；b．2；c．2.5；d．3。309）DL/T1464-2015《燃煤机组节能诊断导则》规定：石子煤量宜小于磨煤机出力的（a）。a．0.05%；b．0.5%；c．1%。310）DL/T5145-2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》中：固态排渣煤粉炉燃用无烟煤、贫煤和烟煤时，煤粉细度应按照（b）进行选取（其中n为煤粉均匀性指数）。a．4+0.5nVdafb．0.5nVdafc．4+0.8nVdaf。3.4综合应用题1）《中华人民共和国节约能源法》中对节约能源是如何定义的？答：节约能源，是指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施，从能源生产到消费的各个环节，降低消耗、减少损失和污染物排放、制止浪费，有效、合理地利用能源。224
2332）《华能集团火力发电厂节能监督技术标准》中规定，利用机组检修机会，主要应进行哪些节能项目？答：利用检修机会应进行以下节能项目：a）锅炉受热面、空预器传热元件、暖风器、汽轮机通流部分、凝汽器管、加热器、二次滤网、高压变频器滤网、真空泵冷却器等设备的清理或清洗。b）汽轮机通流部分汽封间隙调整。c）汽轮机通流部分汽封换型。d）汽轮机叶片喷砂。e）空预器密封片检查更换、间隙调整。f）吹灰系统检修。g）飞灰取样器的检修维护。h）真空系统查漏、堵漏。i）胶球清洗系统检查调整。j）水塔填料检查更换、配水槽清理、喷嘴检查更换。k）阀门内外漏消除。l）高加水室分程隔板检修。m）厂用辅机节电改造等。3）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，一次风管风量和粉量分配均匀性试验的目的是什么？答：通过一次风管煤粉分配均匀性试验，掌握煤粉管道风粉分配特性，检验同层各一次风管的偏差是否在许可的范围内，计算各一次风管煤粉浓度，进而确定各一次风管的风粉分配情况，有条件时，应根据偏差情况进行调整。4）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，磨煤机出力特性试验目的是什么？答：通过磨煤机出力特性试验，掌握磨煤机出力变化对制粉系统运行经济性及安全性的影响以及磨煤机的最大出力。试验时维持分离器挡板或转速不变，保持磨煤机225
234出口温度不变，风量按照风煤比曲线变化，逐步加大给煤量。在不同出力下测量煤粉细度、记录通风量、磨煤机和一次风机功率，石子煤排量等。5）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，二次风配风方式调整试验的目的是什么？答：根据燃烧器系统的结构特点，通过二次风配风方式试验，确定合适的燃烧器配风方式，使着火位置合理，火焰不偏斜、不冲刷水冷壁。6）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，降低凝结水过冷度的主要措施有哪些？答：降低凝结水过冷度的主要措施有：a）使凝汽器热井的就地水位与DCS监测的水位保持一致，过冷度增大时及时调整凝汽器热井水位。b）通过调整水位无法改变过冷度增大的趋势，则有可能是汽侧回热通道受阻，宜在检修时解体检查并及时解决。c）提高机组真空严密性。d）冷却水温度较低时，通过减少循环水泵的运行台数，减少冷却水流量。对于使用海水脱硫的机组，应当增设凝汽器冷却水旁路，当水温较低时部分冷却水走旁路，既保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了凝结水过冷度。7）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，降低凝汽器热负荷的主要措施有哪些？答：降低凝汽器热负荷的主要措施有：a）优化疏水系统，提高疏水扩容器的工作能力。b）减少阀门内漏。c）加强运行管理，合理调整加热器的运行水位保护和疏水调节阀开启阈值，保证加热器正常疏水畅通，杜绝加热器危急疏水阀门动作或泄漏。d）提高汽动给水泵汽轮机的运行效率，减少排入凝汽器的热量。e）提高汽轮机通流效率，降低低压缸排汽流量。226
2358）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，清除或预防凝汽器水侧脏污的主要措施有哪些？答：清除或预防凝汽器水侧脏污的主要措施有：a）胶球清洗。b）去除水中杂质。c）控制循环水水质和有机物。d）利用一切可利用的时机和手段对冷凝管进行清洗和水室杂质清理。e）必要时对凝汽器冷凝管进行酸洗。f）对不能清除顽垢或铜管已经减薄超标的凝汽器，可考虑换管技术改造。9）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，消除或减弱凝汽器汽侧空气聚集的主要措施有哪些？答：消除或减弱凝汽器汽侧空气聚集的主要措施有：a）提高机组真空系统严密性。通过各种技术手段进行真空系统检漏，及时发现真空系统泄漏点，并进行彻底处理。b）进行真空泵及抽空气系统诊断试验，确认真空泵抽吸能力下降的主要原因，并有针对性进行治理。c）通过诊断试验确认双背压凝汽器高、低压抽空气管路存在的问题，进行抽空气管路完善和改进，确保抽气设备能及时抽出凝汽器内聚积的空气。10）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，降低循环冷却水进口温度一般采取的措施有哪些？答：降低循环冷却水进口温度一般采取的措施有：a）对于直流冷却系统，通过论证确实是取水口温度升高而又不能通过其它途径解决的，可以考虑改变取水口位置，避开热水回流造成取水口水温度的升高。b）对于循环冷却系统，如果确认冷却塔性能变差，可以进行冷却塔冷却能力诊断试验，找出冷却塔性能变差的主要原因，并进行治理或改造。11）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，凝汽器性能变差的主要原227
236因有哪些？答：冷却水进口温度升高、冷却水流量降低、凝汽器汽侧空气聚积量增大、冷却管脏污（主要是水侧），凝汽器热负荷增大、凝汽器冷却面积不足等。12）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，降低真空泵工作水温以提高真空泵运行性能的主要措施有哪些？答：降低真空泵工作水温以提高真空泵运行性能的主要措施有：a）真空泵冷却水系统改造。b）定期清理和清洗真空泵工作水冷却器。如果冷却水杂质较多，可以考虑更换为易于清理和清洗的冷却器型式。c）增加冷却器的冷却面积和冷却水流量。13）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，冷却塔节水措施主要有哪些？答：冷却塔节水措施主要有：a）冷却塔补水时，应注意塔内水池水位变化，以免溢流造成不必要的水量损失。b）选用高效除水器，减少冷却塔飘滴损失水量。c）提高循环水浓缩倍率，减少排污损失水量。d）对循环水水质进行分析，降低水质的结垢速率。14）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，影响给水端差的主要原因有哪些？：答：影响给水端差的主要原因有：a）加热蒸汽压力不稳或蒸汽流量不足。b）加热器汽侧排空气不畅，导致不凝结气体聚集，影响换热。c）加热器管子表面结垢，影响换热。d）加热器堵管超过10%以上，传热面积较少。e）加热器水位过高，淹没了部分冷凝管。f）加热器水室分程隔板变形或损坏，造成部分给水短路。228
23715）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，降低加热器端差的主要措施有哪些？答：降低加热器端差的主要措施有：a）监视各级段抽汽压力，运行中并保持抽汽压力稳定。b）检查抽汽逆止阀或闸阀是否卡涩，加热器进汽口蒸汽通道是否受阻。c）保证加热器运行中正常排气通畅。d）监视加热器运行水位，并保持稳定在正常范围内。e）检查水室分程隔板，发现问题及时修复。f）对于堵管超过规定值且经确认堵管造成了端差增加的加热器可以考虑技术改造或更换。16）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，制粉系统优化调整试验主要有哪些项目？答：制粉系统优化调整试验项目主要有：a）一次风管风量和粉量分配均匀性试验。b）分离器挡板（转速）特性试验。c）磨煤机风量特性试验。d）磨辊加载压力或钢球量试验。e）磨煤机出力特性试验。17）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，锅炉燃烧优化调整试验主要有哪些项目？答：锅炉燃烧优化调整试验主要项目有：a）氧量调整试验。b）一次风量调整试验。c）二次风配风方式调整试验。d）煤粉细度调整试验。e）风箱-炉膛差压调整试验。229
238f）一次风热风母管压力调整试验。g）最佳运行方式与控制曲线。18）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中规定锅炉燃尽风的控制原则是什么？答：锅炉燃尽风的控制原则如下：a）尽可能降低锅炉NOx排放。b）在控制NOx排放的前提下，尽可能地减少其对煤粉燃尽的影响，使运行成本最低。c）有尾部烟气脱硝装置时，在保证最终NOx排放满足环保要求的条件下，应综合考虑锅炉NOx排放、飞灰可燃物含量以及烟气脱硝运行成本，合理控制燃尽风比例，以达到运行成本最低。19）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》中指出，燃烧低热值高灰分的煤对锅炉及其配套设备的主要影响有哪些？答：燃烧低热值高灰分的煤对锅炉及其配套设备的主要影响有：a）设备磨损严重，增加了检修成本及检修工作量。b）除灰、除渣系统、电除尘器出力不足。c）脱硫系统GGH堵塞，脱硫系统不能正常运行。20）《华能火力发电机组节电技术导则》中指出，降低凝结水系统耗电率的主要措施有哪些？答：降低凝结水系统耗电率的主要措施有：a）确保凝结水泵流量-扬程特性与系统阻力特性相匹配；b）提高凝结水泵运行效率；c）尽量降低凝结水流量。21）《华能火力发电机组节电技术导则》中，脱硫吸收系统运行优化包括哪些内容？答：脱硫吸收系统运行优化包括：浆液循环泵运行优化；pH值运行优化；氧化风230
239量运行优化；吸收塔液位运行优化；石灰石粒径运行优化。即在不同负荷、不同入口SO2浓度时，确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等。22）《华能火力发电机组节电技术导则》中指出，为提高石灰石球磨机的出力，可采取的措施有哪些？答：为提高球磨机的出力可采取的措施有：a）增加球磨机内钢球装载量。b）增加石灰石旋流器压力。c）增加石灰石旋流子投入个数。d）增加石灰石旋流子底流沉沙嘴尺寸。e）增加石灰石浆液密度。23）《华能火力发电机组节电技术导则》中指出，为提高真空皮带机的出力，可采取的措施有哪些？答：提高真空皮带机的出力可采取的措施有：a）增加脱水系统的供浆量。b）增加石膏旋流子投入个数。c）增加石膏旋流子底流沉沙嘴尺寸。d）增加膏旋流器压力。e）拓宽真空脱水系统启停对应的石膏浆液密度，尽量减少启停次数。24）《华能火力发电机组节电技术导则》中指出，电除尘器高压电源节电的主要调整方法有哪些？答：电除尘器高压电源节电的主要调整方法如下：a）高压电源采用停部分电场（或停供电区）的运行方式。b）降低高压电源的运行参数。c）高压电源采用间歇供电运行方式。d）利用上位机控制系统，可调整运行方式和参数。231
240e）通过优化调整试验和完善控制程序，使其控制系统能依据燃煤和机组负荷变化自动切换控制方式。25）《华能火力发电机组节电技术导则》中指出，从运行控制方面如何降低发电厂用电率？答：从运行控制方面降低发电厂用电率的措施有：a）通过技术改造和运行控制，降低机组发电煤耗，可有效降低机组发电厂用电率。b）积极与电网企业联系和沟通，争取上网电量，提高机组平均负荷率。c）确保机组安全可靠运行，尽量减少非停次数。在机组启停过程中严格按照运行规程控制辅机设备的启停，并尽量减少启动时间。d）提高全厂人员节电意识，严格控制照明用电，照明灯应采用节电控制方式，尽可能减少长明灯。e）充分利用SIS及MIS系统强大的信息处理功能，在运行各值之间开展以机组各主要指标和小指标为对象的值际劳动竞赛，以充分调动运行人员的积极性，实现精细化操作，有效控制机组各项运行指标。26）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》规定，机组的试运及其各阶段的交接验收及工程的竣工验收的依据有哪些？答：相关验收必须以现行的国家法律、法规和强制性标准或行业颁发的有关火力发电建设的法规、标准和规程、以及本工程的批准文件、设计图纸、有效合同等为依据。27）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定锅炉工作压力水压试验的合格标准是什么？答：锅炉工作压力水压试验的合格标准如下：a）受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。b）关闭进水门，停止升压泵后，5min内降压不超过0.5MPa。28）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》指出锅炉运行调整的主要任务？答：锅炉运行调整的主要任务如下：232
241a）保持锅炉蒸发量满足机组负荷需要，且不得超过最大蒸发量。b）保持蒸汽参数和汽水品质在规定范围内，稳定给水流量，保持汽包正常水位。c）及时进行正确的调整操作，保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。d）降低污染物的排放。29）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》指出锅炉良好燃烧应具备的条件有哪些？答：锅炉良好燃烧应具备的条件如下：a）燃用煤种与设计煤种应相符。b）供给燃料完全燃烧所必须的空气量。c）维持适当高的炉膛温度。d）合理的一、二、三次风配比及良好的炉内空气动力工况。e）合格的煤粉细度。30）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定，锅炉大修前后热力试验的项目包括哪些？答：热力试验的常规项目包括：锅炉热效率试验，风门调节特性试验，煤粉细度及均匀性试验，回转式空气预热器漏风试验，油喷嘴雾化试验及其它主要辅机的特性试验等。根据实际情况和需要，亦可做空气动力场试验。31）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定事故紧急停炉的处理原则是什么？答：事故紧急停炉的处理原则如下：a）将自动切换至手动操作。b）立即停止向炉膛供给所有燃料，锅炉熄灭。c）保持汽包水位、关闭减温水阀。直流锅炉应停止向锅炉进水。d）维持额定风量的30%，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫。若吸风机、送风机故障跳闸时，应消除故障后启动吸风机、送风机通风吹扫。燃煤锅炉通风时间不少于5min，燃油或燃气锅炉通风时间不少于10min（若因尾部烟道二次燃烧停炉时，禁止233
242通风）。若炉管爆破停炉时，应保留一台吸风机运行。32）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》指出锅炉灭火的原因有哪些？答：锅炉灭火的原因主要有：a）运行中辅机故障跳闸或灭火保护动作。b）运行中煤质变差、挥发分过低、煤粉太粗、水分过高；煤粉仓粉位太低，直吹式制粉系统堵煤、断煤处理不正确。c）低负荷运行时，调整不当或炉内大面积落渣。d）水冷壁管爆破；制粉系统爆炸。e）全燃油时，油中带水或燃油系统故障。f）厂用电中断。33）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》指出尾部烟道二次燃烧的原因有哪些？答：尾部烟道二次燃烧的原因主要有：a）燃烧调整不当，油燃烧器雾化不良，煤粉过粗，使未燃尽的可燃物在尾部烟道受热面沉积。b）启、停炉过程中或低负荷运行时炉膛温度过低，风、煤、油配比不当，风速过低使可燃物积存在烟道内。c）点火初期投粉过早，部分煤粉未燃尽，沉积在尾部烟道内。d）尾部烟道吹灰器故障或吹灰不及时，可燃物未及时清除。34）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》指出锅炉受热面管损坏的原因有哪些？答：锅炉受热面管损坏的原因有：a）管材质量不良，制造、安装、焊接质量不合格。b）锅炉给水、锅水品质长期不合格，造成管内结垢，垢下腐蚀；管外高温腐蚀；受热面工质流量分配不均或管内有杂物堵塞，造成局部管壁过热；飞灰冲刷使受热面磨损；受热面膨胀不良，热应力增大造成受热面管损坏。直流锅炉工质流量或给水温234
243度大幅度变化造成锅内相变区反复位移，导致管壁疲劳损坏。c）运行中调整不当，受热面结渣、积灰使局部管壁过热。蒸汽吹灰时吹损受热面。d）锅炉严重缺水使水冷壁管过热；过热器、再热器管壁温度长期超温运行；启、停炉时对再热器、省煤器保护不好等使受热面管损坏。35）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》指出制粉系统自燃及爆炸的原因有哪些？答：制粉系统自燃及爆炸的原因有：a）制粉系统内积煤与积粉。b）磨煤机断煤或出口温度过高。c）煤粉过细，水分过低。d）煤粉仓严重漏风，高挥发分的煤粉在粉仓内积存过久。e）煤中含有易燃易爆物。f）有外来火源。g）烟气干燥系统含氧量过高。36）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》规定电气除尘器投运应具备哪些条件？答：电气除尘器投运条件如下：a）锅炉点火前12h，投入放电极绝缘子室、放电极振打瓷轴室及灰斗的加热装置。b）锅炉全燃油时电气除尘器各电场不能投用，只投入振打装置，并保持连续振打。c）在锅炉投粉时，根据现场实际情况，逐个投入各电场，并保持油燃烧器雾化着火良好，将振打装置改投周期振打。37）DL/T435-2004《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》中指出常见的造成炉膛外爆的直接原因有哪些？答：造成炉膛外爆的直接原因主要有：锅炉点火操作不当；可燃物滞积；炉膛上部突然掉大渣；燃料或空气突然中断；燃烧器灭火；油（气）系统阀门泄漏。235
24438）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》对制粉系统防火是如何规定的？答：《防止电力生产事故重点要求》对制粉系统防火规定如下：a）严格执行《电力安全作业规程（热力和机械部分）》（中国华能集团公司）有关锅炉制粉系统防爆的有关规定。b）及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应避免煤尘飞扬，并杜绝明火。c）磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口温度不得超过燃煤品种规定的要求。d）粉仓、磨煤机、给、输粉机应设置可投入惰化介质的系统，以防止煤粉爆燃或抑制煤粉燃烧。e）在粉、煤仓走空时，要有防止制粉系统失压或炉膛火焰回火的措施。39）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》对防止输煤皮带着火有哪些要求？答：《防止电力生产事故重点要求》对防止输煤皮带着火要求如下：a）输煤皮带停止上煤期间，应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。b）煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。c）燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。d）应定期清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。e）干煤棚的钢制立架应设置1～1.5m高的挡煤墙或设置1～1.5m高的墩脚，以防止煤垛自燃，影响钢架强度。40）华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》对防止锅炉严重结焦有哪些要求？答：《防止电力生产事故重点要求》对防止锅炉严重结焦要求有：a)采用锅炉设计的煤种、加强配煤掺烧、注重燃烧调整，是防止炉膛结焦的重要措施。b)运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。236
245c)大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。d)受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。e)固态排渣锅炉冷灰斗灰渣重量可能超过构架设计荷载，导致炉底坍塌。用刚性梁加固的结构要观察、检测梁挠度的变化，超过容许值时要及时处理。41）GB10184-1988《电站锅炉性能试验规程》中规定空气预热器漏风率如何计算？答：空气预热器漏风率是指漏入空气预热器烟气侧的空气质量流量与进入空气预热器的烟气质量流量之比（%）。依据GB10184-1988中关于空气预热器漏风率的测定及计算，空气预热器漏风率计算公式为：'''A90l'式中：Al——空气预热器漏风率，％；α＇——空气预热器入口的过量空气系数；α＂——空气预热器出口的过量空气系数。过量空气系数的计算方法：过量空气系数=21/（21–该处的氧量）。42）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》规定的保温结构外表面温度测试方法有哪些？答：规定的保温结构外表面温度测试的方法有：热电偶法、表面温度计法、红外辐射温度计法、红外热像法。43）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》对于热力设备、管道及其附件保温结构的外表面温度是如何规定的？答：规程规定：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℃；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应不大于25℃。237
24644）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》指出凝汽器冷端优化的目的？答：导则提出凝汽器冷端优化的目的是：通过不同机组负荷、不同抽气器运行方式、不同冷却水温度和不同冷却水流量条件下的对比试验确定机组出力增加与循环水泵、抽气器等设备耗功增加的差值最大时的凝汽器压力及运行方式。45）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》中对节能技术检测基本要求是什么？答：节能技术检测基本要求如下：a）发电企业应开展节能检测工作，掌握设备性能和指标，并制定节能检测实施办法。b）节能检测应严格执行国家或行业的相关标准，没有标准的，应根据实际情况制定检测方法。c）发电企业应设专人负责节能检测工作。常规节能检测项目发电企业可自行完成，大型节能检测项目可委托专业机构完成。d）节能检测应与能耗诊断、经济性分析相结合，通过检测，对设备存在的问题提出改进意见。46）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》对节能检测人员和设备要求是什么？a）发电企业宜设专职或兼职节能检测人员，节能检测人员应了解国家有关节能检测方面的政策、法规，掌握常用的节能检测标准，熟悉电厂设备规范和运行状况，熟练掌握测试仪表，能够完成电厂常规节能检测项目和经济性分析。节能检测人员应经过培训考核合格。b）发电企业应配备相关的节能检测仪表，检测仪表的准确度、稳定度、测量范围和数量应满足相关标准的要求，所有检测仪表应定期校验，有合格的校验证书。47）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》中规定，机组A级检修前后应开展哪些方面的试验工作？答：机组A级检修前后，应进行相应的效率试验和其他试验项目，主要有：a）锅炉性能试验，包括锅炉热效率、空气预热器漏风率等；238
247b）汽轮机性能试验，包括汽机热耗率（加热器性能应随汽轮机热耗率试验一起分析评价）、汽机缸效率等；c）闭式循环冷却水塔、空冷塔及空冷凝汽器性能试验；d）水泵效率试验；e）风机热态性能试验；f）锅炉修后风量标定、一次风量调平、空气预热器入口氧量场标定、排烟温度场标定等试验；g）保温效果测试；48）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》中提出，有利于节油的机组启停方式有哪些？答：有利于节油的机组启停方式有：a）启动过程中可采用烟煤过渡，以节约点火用油。b）有条件的机组在冷态启动时，应投入锅炉底部蒸汽加热，并利用邻炉输粉，以减少锅炉点火初期的用油。c）机组正常启停时，应尽量采用滑参数运行，以减少启停用油量。d）应充分利用机组的最大连续出力和最低稳燃能力，减少机组启停调峰次数，节约点火用油。e）在机组启动过程中，条件允许的情况下应尽可能早的投入磨煤机。49）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定磨煤机型式的选择应符合哪些规定？答：磨煤机型式的选择应符合下列规定：a)大容量机组在煤种适宜时，宜选用中速磨煤机。b)燃用高水分、磨损性不强的褐煤时，宜选用风扇磨煤机；当制粉系统的干燥能力满足要求并经论证合理时，也可采用中速磨煤机。c)燃用低挥发分贫煤、无烟煤、磨损性很强的煤种时，宜选用钢球磨煤机或双进双出钢球磨煤机。239
24850）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》规定给水系统应符合哪些规定？答：给水系统应符合下列规定：a)给水系统应采用单元制系统。b)正常运行及备用给水泵宜选用调速给水泵，启动用给水泵宜选用定速给水泵。c)当正常运行给水泵采用调速给水泵时，给水主管路不应设调节阀系统，启动支管应根据给水泵的特性设置调节阀。51）DL/T552-1995《火力发电厂空冷塔及空冷凝器试验方法》中对空冷塔试验时大气压力和大气干、湿球温度测量是如何规定的？答：大气压力和大气干、湿球温度测量应符合下列规定：a)仪表距地面高度应分别为0.5m和1.8m。b)仪表距塔的距离应为20～40m。c)在塔周围设置2～4个测点。d)放置仪表处应有遮阳和通风装置。52）DL/T552-1995《火力发电厂空冷塔及空冷凝器试验方法》中规定空冷凝汽器进行性能试验时，应满足哪些条件？答：标准规定应满足下述条件：a)机组负荷应不低于额定负荷的40%。b)空冷凝汽器的热流量应不低于设计热流量的50%。；c)风机最大功率应不低于额定功率的50%。d)进口空气温度应在空冷凝汽器设计性能曲线的设计保证值±3℃以内。e)所有风机都全速运转，任何情况下都不应有8%以上台数的风机处于停车，也不应有多于1台的K-D组处于停车，如有一台分凝器风机停车，则整个K-D组应当停运。f)关闭进入凝结水接受槽的各种疏水。53）DL/T567.1-2007《火力发电厂燃料试验方法第1部分：一般规定》中对燃料试验重复性限是如何定义的？240
249答：重复性限是指在同一试验室中，由同一操作者，用同一台仪器，对同一分析试验煤样，于短期内所做的重复测定，所得结果间的差值（在95%概率下）的临界值。54）DL/T567.1-2007《火力发电厂燃料试验方法第1部分：一般规定》中对燃料试验再现性临界值是如何定义的？答：再现性临界值是指在不同试验室中，对从煤样缩制最后阶段的同一煤样中分取出来的、具有代表性的部分所做的重复测定，所得结果的平均值间的差值（在95%概率下）的临界值。55）DL/T581-2010《凝汽器胶球清洗装置及循环水二次过滤装置》中提出合格胶球必须满足哪些条件？答：合格胶球必须满足下列条件：a)耐磨，质地柔软富于弹性，材质均匀，气孔均匀贯通。b)湿态胶球视相对密度为1.00～1.15。c)在使用条件下能正常使用。d)在使用期限内及使用条件下，湿态胶球直径比凝汽器冷却管内径大1mm～2mm。56）DL/T581-2010《凝汽器胶球清洗装置及循环水二次过滤装置》中提出循环水二次滤网应符合哪些规定？答：循环水二次滤网应符合下列规定：a)设计循环水量下，网芯清洁时，直通式（进、出水流方向一致）水阻小于4.9kPa，弯管式（进、出水流方向成90°夹角）水阻小于6.9kPa。b)按设计条件运行，超过95%的网芯壁面上的积污应能自动清洗干净。c)自动清洗后，二次滤网水阻小于网芯清洁时水阻的1.05倍。d)过滤效果应达到设计要求。e)排污流量不大于通过滤网循环水流量的8%。57）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》中提出燃料平衡测试结果分析包括哪几项？答：燃料平衡测试结果分析应包括：241
250a)质量损失、热量损失情况分析。b)运输损失、接卸损失、存贮损失的分析。c)煤场实测密度与以往取值对比分析。d)与生产直接相关的厂内燃料消耗量统计分析。e)非生产用燃料量统计情况分析。f)燃料贮存量和账目情况对比分析。g)燃料管理问题及原因分析。58）DL/T606.3-2014《火力发电厂能量平衡导则第3部分：热平衡》中提出热平衡结果分析包括哪些内容？答：热平衡结果分析包括：a)技术经济指标对比分析：应对平衡期锅炉、汽轮机和管道热力系统的运行参数以及技术经济指标偏离设计值和规定值进行分析，包括：影响机组发电标准煤耗的定量分析和产生偏差的原因分析。b)生产、非生产用热节能分析：生产、非生产用热的使用及管理情况及节能潜力进行分析。c)经济运行分析：机组合理运行方式（包括调峰方式）负荷分配进行分析；全厂设计发电煤耗、年完成发电煤耗与平衡期实际完成发电煤耗对比分析。d)措施与建议：通过分析找出节能的潜力，提出节能降耗的技术措施；针对测试中发现的管理问题，制定出相应的管理办法。59）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》中规定哪些情况下应进行水平衡试验？答：在下列任何一种条件下，都应进行水平衡试验：a)新机组投入稳定运行一年内。b)主要用水系统、设备已进行了改造，运行工况发生了较大的变化。c)与同类型机组相比，单位发电量取水量明显偏高，或偏离设计水耗较大。d)在实施节水、废水综合利用或废水零排放工程之前。242
25160）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》中规定水平衡报告应包括哪些内容？答：报告应包括以下主要内容：a)水平衡试验的目的、原则及技术依据。b)机组概况，主系统设备名称、台数及技术规范。c)主要供、排水系统简要说明。d)电厂已实施的节水措施等。e)试验项目、试验方法、使用的试验仪器设备。f)试验数据处理及计算。g)绘制水平衡图。h)试验结果分析和用水评价。i)试验结论，包括全厂水平衡试验主要结果，如总取水量、单位发电量取水量等内容。61）DL/T747-2010《发电用煤机械采制样装置性能验收导则》中对机械采制样装置整机综合性能验收检验结果有效期是如何规定的？答：整机综合性能验收检验结果有效期一般为2年。如在此期间更换主要部件或对设备有关综合性能产生怀疑时，应重新检验。62）DL/T748.1-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则第1部分总则》中提出检修总结应包括哪些内容？答：检修总结应包括下列内容：a)设备状况的总结。包括设备的修前状况、检修中处理的缺陷、设备修后所能达到的运行状况。b)设备解体后发现的重大隐患及处理措施、遗留问题及今后应采取的措施。c)采用新技术、新工艺给设备检修带来的效果，应推广的技术工艺方法，对下次检修的要求。d)人工及费用的简要分析。243
25263）DL/T748.8-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则第8部分：空气预热器检修》中提出空预器清洗方法有哪几种？分别适用于何种情况？答：空预器清洗方法有3种，分别是：用固定式水清洗设备清洗、用专用水清洗设备清洗、传热元件盒解体清理；分别适用于一般情况、当用固定式清洗设备已很难将积灰清除干净时及当传热元件积灰已经烧结，难于用水清洗干净时。64）DL/T748.8-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则第8部分：空气预热器检修》中提出在哪些情况下应更换空预器传热元件？答：当发生以下情况之一，应对传热元件进行更换（视情况对部分或全部传热元件进行更换）：a)当传热元件磨损或腐蚀严重影响传热效果或运行安全时。b)当传热元件磨损减簿到原壁厚的1/3时。c)堵塞严重无法清理时。65）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》中提出排水重复利用的方式有哪几种？答：火力发电厂排水重复利用的方式一般有：a)循环使用——排水经简单处理或降温后仍用于原工艺流程。b)串用（或梯级使用）——在水质、水温能够满足另一流程要求的条件下，上游流程的排水使用于下游对水质、水温要求不高的流程。c)处理后回用——不适合串用的各类废（污）水，经收集处理后变为可用水回用。66）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》中提出为排除或减少外界因素对保温工程热态考核测试的影响应采取哪些措施？答：应采取的措施有：a)室外测试应选择在阴天或夜间进行，应避免日光直接照射或周围其它热源的辐射影响，如不能满足时，必须加遮阳装置，且稳定0.5h后再测试。b)室外测试应避免在雨、雪天气条件下进行。c)应在风速不大于0.5m/s的条件下进行测试，如不能满足时，必须增加避风装置，244
253且稳定1h后再测试。d)室内测试应避免照明灯光直射，如不能满足时，应采取关灯或加遮挡装置，且稳定0.5h后再测试。67）GB/T2587-2009《用能设备能量平衡通则》中指出，输入能量包含哪些项目？答：输入能量通常包括外界供给用能设备的能量，进入体系的物料或工质带入的能量，除了燃料以外体系内的其它化学反应放热。包含的项目有：a)进入体系的燃料的发热量和显热。b)输入的电能。c)输入的机械能。d)进入体系的工质带入的能量。e)物料带入的显热。f)外界环境对体系的传热量。g)化学反应放热。h)输入的其它形式的能量。i)其它。68）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》中，各种能源折算标准煤的原则是什么？答：各种能源折算标准煤的原则是：a)计算综合能耗时，各种能源折算为一次能源的单位为标准煤当量。b)用能单位实际消耗的燃料能源应以其低（位）发热量为计算基础折算为标准煤量。c)用能单位外购的能源和耗能工质，其能源折算系数可参照国家统计局公布的数据；用能单位自产的能源和耗能工质所消耗的能源，其能源折算系数可根据实际投入产出自行计算。d)当无法获得各种燃料能源的低（位）发热量实测值和单位耗能工质的耗能量时，可参照GB/T2589-2008中的附录A和附录B。245
25469）GB/T3484-2009《企业能量平衡通则》中企业能量平衡是如何定义的？答：企业能量平衡以企业（或企业内部的独立用能单位）为对象，对输入的全部能量与输出的全部能量在数量上的平衡关系的研究，也包括对企业能源在购入存储、加工转换、输送分配、终端使用各环节与回收利用和外供各能源流的数量关系进行的考察，定量分析企业用能情况。70）GB/T3484-2009《企业能量平衡通则》中企业能量平衡的方法是什么？答：企业能量平衡的方法：a)企业能量平衡是利用统计计算与测试计算相结合，以统计计算为主的综合分析方法。b)以统计期内的能源计量数据为基础进行综合统计计算。c)在统计资料不足，统计数据需要校核及特殊需要时，应进行测试。测试结果应折算为统计期运行状态下的平均水平。71）GB/T13234-2009《企业节能量计算方法》中企业节能量计算的基本原则是什么？答：企业节能量计算的基本原则：a)节能量计算所用的基期能源消耗量与报告期能源消耗量应为实际能源消耗量。b)节能量计算应根据不同的目的和要求，采用相应的比较基准。c)当采用一个考察期间能源消耗量推算统计报告期能源消耗量时，应说明理由和推算的合理性。d)节能量计算值为负时表示节能。72）GB/T13471-2008《节电技术经济效益计算与评价方法》中提出节电技术经济评价方法有哪几种？答：有3种方法，分别是：净现值与净现值率法、内部收益率法、投资回收期法。73）GB/T13471-2008《节电技术经济效益计算与评价方法》中提出节电技术投资方案的评价方法有哪几种？答：有2种方法，分别是：差额投资内部收益率法、静态差额投资回收期法。246
25574）GB/T14100-2009《燃气轮机验收试验》中对试验次数及持续时间是如何规定的？答：《燃气轮机验收试验》标准中规定，为了求出功率和效率的数值，试验应连续进行3次。每次试验持续时间不少于5min，不超过20min(即总时间不少于15min，不超过60min)。如果用称量法测量燃料流量，为了获得足够的精度，试验时间可超过20min。75）GB/T15316-2009《节能监测技术通则》中对企业能源管理技术状况有何要求？答：有如下要求：a)用能单位应有完善的能源管理机构，应收集和及时更新国家和地方能源法律、法规以及相关的国家、行业、地方标准，并对有关人员进行宣讲、培训。b)应建立完善的能源管理规章制度（如岗位责任、部门职责分工、人员培训、耗能定额管理、奖罚等制度）。c)用能单位的能源计量器具的配备和管理应符合GB17167的相关规定。d)能源记录台账、统计报表应真实、完整、规范。e)应建立完善的能源技术档案。76）GB/T15316-2009《节能监测技术通则》中明确节能监测的方式有哪两种？答：两种节能监测方式是：a)由监测机构进行节能监测。b)由用能单位在监测机构的监督、指导下进行自检，经监测机构检验符合监测要求者，监测机构予以确认，并在此基础上进行评价和作出结论。77）GB/T15316-2009《节能监测技术通则》中明确节能监测的内容和要求有哪几项？答：有六项，分别是：a)用能设备的技术性能和运行状况。b)能源转换、输配与利用系统的配置与运行效率。247
256c)用能工艺和操作技术。d)企业能源管理技术状况。e)能源利用的效果。f)供能质量与用能品种。78）GB/T15587-2008《工业企业能源管理导则》中指出能源分析方法一般有哪几种？分析报告包括哪些内容？答：能源分析方法一般有统计分析方法、能源审计方法、能源平衡方法三种。分析报告一般包括以下内容：a)所采用的能耗分析方法。b)能源管理目标和能耗定额完成情况。c)能耗及其费用上升或下降的原因及其影响因素分析。d)企业或部门用能水平评价。e)改进措施和节能潜力分析。79）GB/T15587-2008《工业企业能源管理导则》中要求对重大节能技术措施应进行可行性研究，主要从哪几个方面讲行评估？答：主要应从以下几个方面讲行评估：a)节能效果和经济效益。b)投资额及回收期。c)实施过程中对生产的影响。d)环境影响。80）GB/T15587-2008《工业企业能源管理导则》中提出能源管理的主要环节有哪些？答：能源管理的主要环节有以下几项：a)能源规划及设计。b)能源输入。c)能源转换。248
257d)能源分配和传输。e)能源使用（消耗）。f)能耗分析与评价。g)节能技术进步。81）GB/T16614-1996《企业能量平衡统计方法》中规定企业能源加工转换统计应包括哪些内容？答：企业能源加工转换统计应包括：企业内生产的各种二次能源和耗能工质的数量，生产的各种二次能源和耗能工质所消耗的各种能源数量，生产的二次能源低位发热量，耗能工质的工作参数，以及加工转换设备效率等。82）GB/T16614-1996《企业能量平衡统计方法》中规定企业生产及非生产中消耗的各种能耗统计应包括哪些内容？答：企业生产中消耗的各种能耗统计包括：主要生产系统、辅助生产系统、采暖（空调）、照明、运输和其它等六个用能单元所使用各种能源和耗能工质的数量，企业总综合能耗，企业单位产值综合能耗，产品单位产量综合能耗。非生产用能的统计包括：转供外销的各种能源数量，基建项目使用的各种能源数量，其它非生产使用各种能源数量等。83）GB/T16614-1996《企业能量平衡统计方法》中企业能源统计报表分为哪两类？答：一类是报给上级和统计部门的报表，其格式由有关部门规定；另一类是企业内部的统计报表，它是作为企业内部能源管理信息交流、传递的工具，也是向上级和统计部门提交能源统计报表的依据。84）GB/T18666-2014《商品煤质量抽查和验收方法》中对煤样的采样地点是如何规定的？答：煤样应从被抽查单位销售或待销煤炭中，在移动煤流或火车、汽车载煤种采取。一般不直接在煤堆和轮船载煤中采取，而应在堆（装）煤和卸煤过程中，从转运煤流或小型转运工具如汽车载煤中采取。在因采样条件所限只能从煤堆上采样的特殊249
258情况下，可从煤堆上分层采取，也可从高度小于2m的煤堆上直接采取。85）GB/T18666-2014《商品煤质量抽查和验收方法》中对原煤、筛选煤和其它洗煤等批煤的质量评定是如何规定的？答：原煤、筛选煤和其它洗煤，以灰分计价者，干基灰分和干基全硫都合格，该批煤质量评为合格；否则该批煤质量评为不合格。以发热量计价者，干基高位发热量和干基全硫都合格，该批煤质量评为合格；否则该批煤质量评为不合格。86）GB/T19494.1-2004《煤炭机械化采样第1部分：采样方法》中煤炭机械化采样器的设计和生产，应满足哪些要求？答：采样器的设计和生产，应满足以下要求：a)足够牢靠，能在可预期到的最坏的条件下工作。b)有足够的容量以收集整个子样或让其全部通过，子样不损失、不溢出。c)能自我清洗，无障碍，运转时只需极少量的维修。d)能避免样品污染，如停机时杂质进入，更换煤种时原先采样的煤滞留。e)被采样煤的物理化学特性变化，如水分和粉煤损失、粒度分析样的粒度离析降至最低程度。87）GB/T23331-2012《能源管理体系要求》中要求组织应建立、实施和保持能源管理实施方案以实现能源目标和指标，能源管理实施方案应包括哪些方面的内容？答：能源管理实施方案应包括：a)职责的明确；b)达到每项指标的方法和时间进度；c)验证能源绩效改进的方法；d)验证结果的方法。88）GB/T24915-2010《合同能源管理技术通则》指出，什么是合同能源管理？答：合同能源管理是以减少的能源费用来支付节能项目成本的一种市场化运作的节能机制。节能服务公司与用户签订能源管理合同、约定节能目标，为用户提供节能诊断、融资、改造等服务，并以节能效益分享方式回收投资和获得合理利润，可以显250
259著降低用能单位节能改造的资金和技术风险，充分调动用能单位节能改造的积极性，是行之有效的节能措施。89）GB/T24915-2010《合同能源管理技术通则》中提出，合同能源管理测量和验证方案应遵循的原则是什么？答：应遵循以下原则：a)准确性。应准确反映用能单位实际能耗状况和预期的及达到的节能目标。b)完整性。应充分考虑所有影响实现节能目标的因素，对重要的影响因素应进行量化分析。c)透明性。应对双方公开相关技术细节，避免合同实施过程中可能的争议。90）JB/T8059-2008《高压锅炉给水泵技术条件》中提出高压锅炉给水泵选用机械密封时应满足哪些要求？答：选用机械密封时应满足下列要求；a)进入密封部位的密封水其物理和化学性质应与泵输送的水一致。b)最大密封压力。c)密封部位液体的温度和汽化压力。d)特殊的运行条件（包括启动、停泵、热冲击和机械冲击等）。e)泵的旋转方向。f)应设有一套带有过滤器、冷却器等密封循环冷却系统。91）GB/T21369-2008《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》中，能源计量器具的配备原则是什么？答：能源计量器具的配备原则；a)应满足贸易结算的要求。b)应满足能源分类计量的要求。c)应满足用能单位实现能源分缴分项统计和核算的要求。d)应满足用能单位评价其能源加工、转换、输运效率的要求。e)应配备必要的便携式能源检测仪表，以满足自检自查的要求。251
26092）GB/T21369-2008《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》中规定用能单位应建立能源计量器具档案，其内容应包括哪些？答：用能单位应建立能源计量器具档案，内容包括：a)计量器具使用说明书。b)计量器具出厂合格证。c)计量器具最近两个连续周期的检定（测试、校准）证书。d)计量器具维修记录。e)计量器具其它相关信息。93）GB/T21369-2008《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》中对能源计量数据有何要求？答:要求有以下5条：a)用能单位应建立能源统计报表制度，能源统计报表数据应能追溯至计量测试记录。b)能源计量数据记录应采用规范的表格式样，计量测试记录表格应便于对数据的汇总与分析，应说明被测量与记录数据之间的转换方法或关系。c)用能单位应根据需要建立能源计量数据中心，利用计算机技术实现能源计量数据的网络化管理，并按生产周期（班、日、周）及时统计计算出其单位产品的各种主要能源消耗量。d)对于主要用能设备可根据需要按生产周期（班、日、周）及时统计计算出其单位产品的各种主要能源消耗量。e)能源计量数据及有关测试记录保存期限不低于4年。94）DL/T520-2007《火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则》中对煤样存放室有何要求？答：要求有以下几条：a)应设置专为存放煤样用的柜或架。b)室内严禁明火，不应有热源及强光照射。252
261c)大量煤样（如大于15kg）不宜与存查煤样一起存放。d)室内温度应尽可能保持稳定（以室温在15℃～30℃范围内为宜）。95）GB/T26757-2011《节能自愿协议技术通则》中，节能自愿协议实施的基本程序是什么？答：节能自愿协议实施的基本程序包括：a)评估协议乙方节能潜力，确定能效基准。b)确定节能自愿协议实施期限、节能目标、节能计划、节能效果核查和验证方案。c)确定节能自愿协议的激励措施。d)签署节能自愿协议文本。e)实施节能自愿协议，并对节能效果进行检查和验证。f)节能自愿协议验收。96）GB21258-2013《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》规定企业现有机组的供电煤耗应不高于单位产品能耗限定值，其中单位产品能耗限定值为GB21258-2013《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》所列出的单位产品能耗限定值的基础值与影响因素修正系数的乘积，请问影响因素修正系数包括哪些方面？答：燃煤成分修正系数、当地气温修正系数、冷却方式修正系数、机组负荷率修正系数、烟气脱硫剂制备修正系数、烟气脱硫修正系数、烟气脱硝修正系数。97）DL/T1464-2015《燃煤机组节能诊断导则》中，机组发电煤耗与负荷系数的关系曲线如何得到？答：应根据机组50%、75%、100%负荷等工况下性能试验得到的汽轮机热耗率、锅炉效率，也可采用50%、75%、100%负荷等工况下汽轮机热耗率、锅炉效率设计值，计算机组发电煤耗，并拟合成二次曲线，得到发电煤耗与负荷系数的关系曲线。98）DL/T5145-2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》中：对于中速磨煤机直吹式制粉系统，当磨制煤Vdaf=38%时，磨煤机出口最高允许温度为多少？答：根据DL/T5145-2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》，对于中速磨煤机直吹式制粉系统，当磨制煤Vdaf＜40%时，磨煤机出口最高允许温度=[（82-Vdaf）253
262×5÷3]±5=[（82-38）×5÷3]±5=73.3±5℃。99）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定电厂定期应开展的试验（测试）、化验项目有哪些？并指出试验/化验项目的周期。答：每月开展真空严密性试验；每月开展冷却塔性能测试；每季度开展空气预热器漏风率测试；每五年（或新机组投产）开展全厂燃料、汽水、电量、热量等能量平衡的测试，并按要求绘制能量平衡图。定期化验主要包括煤质（每班）、煤粉细度（每月）、飞灰（每班）、炉渣（每周）、石子煤（每季或排放异常时）等化验项目。100）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》规定锅炉空气预热器的选型设计应符合哪些要求？答：锅炉空气预热器的选型设计应符合以下要求：a）应选择密封效果好和寿命长的密封型式和材料，以降低空气预热器漏风率，减少风机无用功率。b）锅炉空气预热器的设计应考虑脱硝系统投运、煤质变差等因素引起的堵灰问题，应选择防堵性能较好的换热元件型式和材料，并配置在线高压水冲洗和吹灰设施。c）空气预热器设计时应保证换热面积足够，并预留一定空间。254
263第二部分水力发电厂节能技术监督第一章专业知识1.1名词解释1）水轮机：把水流能量转换成（旋转）机械能的水力机械。2）水轮机效率：水轮机输出功率与其输入功率之比。3）最优工况：水轮机在最优效率点时的运行工况。4）磨损：含沙水流对水轮机通流部件表面所造成的材料损失。5）空蚀：由于空化造成通流部件材料的损坏。6）水轮机运转特性曲线：在以水头和输出功率为坐标轴给出的原型水轮机效率、吸出高度、压力脉动、转轮叶片转角以及输出功率限制等的等值曲线图。7）模型试验：为判断原型水轮机的性能对其模型进行各种特性测试的试验。8）额定水头：水轮机在额定转速下，输出额定功率的最小净水头。9）额定流量：水轮机在额定水头、额定转速下输出额定功率时的流量。10）水轮机比转速：比转速是相似水轮机在相似工况下工作时当水头为lm发出功1kw时，水轮机所具有的转速。11）水轮机安装高程：为防止水轮机空化而确定的水轮机基准线的设置高程。对于立轴反击式水轮机是指导叶中心线的海拔高程，对于卧轴反击式水轮机是指主轴中心线的海拔高程，对于立轴冲击式水轮机指水斗的中心高程。12）水轮机吸出高度：水轮机所规定的空化基准面至尾水为的高程差。其中空化基准面，立轴混流式水轮机是指导叶中线的高程，立轴转桨式水轮机是指转轮叶片轴线处的高程，立轴定桨式水轮机是指转轮叶片出水边缘处的高程，卧式或斜轴反击式水轮机是指转轮叶片最高点处的高程。13）水轮机的基本工作参数：通常把反映水轮机工作过程的一些特性参数，称为255
264水轮机的基本工作参数。其基本参数有流量、水头、转速、功率和效率。14）水轮机发电机组飞逸转速：当水轮发电机甩负荷，而调速器又失灵的情况下，水轮机输入的水能全部用于转动部分的增速上，直到一最高转速时能量重新平衡为止，这一最高转速称为水轮发电机组的飞逸转速。15）导叶开度：导叶出口边与与相邻导叶体之间的最短距离。16）水轮机过渡过程：是指水轮机从一种工作状态向另一种工况性质完全不同的工作状态过渡的瞬变过程。17）水锤：在水电站运行过程中，为了适应负荷变化或由于事故原因，而突然启闭水轮机导叶时，由于水流具有较大的惯性，进入水轮机的流量迅速改变，流速的突然变化使压力水管、蜗壳及尾水管中的压力随之变化，这种现象称为水锤。18）水量利用率：水量利用率是指水库年利用水量与年来水量的比率，它是用来反映水库来水的利用程度。计算式为：水库弃水量水量利用率%1100%水库来水量19）水轮机运转特性曲线：在以水头和输出功率为坐标轴给出的原型水轮机效率、吸出高度、压力脉动、导叶开度、转轮叶片转角以及输出功率限制等的等值曲线图。20）额定水头：水轮机在额定转速下，输出额定功率的最小净水头。21）水轮机比转速：比转速是相似水轮机在相似工况下工作时当水头为lm发出功1kw时，水轮机所具有的转速。1.2判断题1）水力原动机和水力工作机是两个相对的范畴，所有水力机械不能同时具有水力原动机和水力工作机的工作特性。（×）2）按比能利用的方式分类，水轮机可分为反击式和冲击式。（√）3）按推力轴承和导轴承的布置方式分类，水轮机可分为反击式和冲击式。（×）4）按流线的分类方式，水轮机可分为混流式和轴流式等。（√）256
2655）按比能利用的方式分类，水轮机可分为混流式和轴流式等。（×）6）按推力轴承和导轴承的布置方式分类，水轮机可分为混流式和轴流式等。（×）7）灯泡式机组属于反击式机组的范畴。（√）8）灯泡式机组属于冲击式机组的范畴。（×）9）贯流式水轮机机组分为全贯流式和半贯流式机组。（√）10）轴流式水轮机分为定桨式和转桨式两类。（√）11）按流线的分类方式，水轮机可分为悬式和伞式等。（×）12）按比能利用的方式分类，水轮机可分为悬式，伞式，半伞式等。（×）13）按推力轴承和导轴承的布置方式分类，水轮发电机可分为悬式，伞式，半伞式等。（√）14）水轮机的牌号由三部分组成，第一部分是水轮机类型和转轮型号，第二部分是主轴布置方式，第三部分为转轮直径。（×）15）水轮机的牌号由三部分组成，第一部分是水轮机类型和转轮直径。（×）16）水轮机的牌号由三部分组成，第一部分是水轮机类型和主轴布置方式。（×）17）已知某电站安装的水轮机为HL200/Fa200—LJ—550，则其转轮直径为5.5m。（√）18）已知某电站安装的水轮机为ZZ560—LH—1130，则其比转速560.（√）19）已知某电站安装的水轮机为ZZ560—LH—1130，则其为立式，混凝土蜗壳.（√）20）已知某电站安装的水轮机为ZZ560—LH—1130，则其为轴流转桨式.（√）21）已知某电站安装的水轮机为ZD600—LH—600，则其为轴流定桨式.（√）22）已知某电站安装的水轮机为ZD600—LH—600，则其为反击式.（√）23）GD600-WP-300，表示转轮型号为600的贯流定桨式水轮机，卧轴、灯泡式引水，转轮直径为600cm。（×）24）在无撞击进口的定义中，在进口处，相对速度W1的方向与叶片剖面中线的切线方向的夹角为0°。（√）257
26625）在法向进口的定义中中，在出口处，绝对速度V2的方向与圆周速度U2的夹角为90°。（√）26）水轮机效率分为容积效率，水力效率和机械效率。（√）27）对混流式机组而言，容积损失主要是止漏环间隙间的流量漏损。（√）28）对轴流式机组而言，容积损失主要是水轮机桨叶与转轮室之间的漏损。（√）29）转轮外表面与周围水流之间的摩擦损失是机械损失的一部分。（√）30）在水轮机的能量中，一般在设计工况，水力损失占总损失的主要比例大。（√）31）在水轮机的能量中，一般在设计工况，水力损失小于容积损失。（×）32）在水轮机的能量中，一般在设计工况，水力损失>机械损失。（√）33）现代水轮机的效率一般在90%以上。（√）34）在模型试验中，如果几何相似和工况相似，则容积效率在模型换算中不需要修正。（√）35）在模型试验中，如果几何相似和工况相似，则水力效率在模型换算中需要修正。（√）36）在模型试验中，如果几何相似和工况相似，则机械效率在模型换算中不需要修正。（×）37）在模型试验中，如果几何相似和工况相似，则沿程水力损失引起的效率变化在模型换算中需要修正。（√）38）在模型试验中，如果几何相似和工况相似，则局部水力损失引起的效率变化在模型换算中需要修正。（√）39）原型（机）是装于现场作为生产目的的水轮机、蓄能泵和水泵水轮机。（√）40）模型（机）是用以判断原型的性能，其通流部分与原型几何相似的装置（√）41）验收试验定义为验证保证事项或证实部件达到合同规定或有关标准，且有买方参加进行的试验。（√）42）为测定各部尺寸、密封性能和检查动作情况等的试验叫验收试验。（×）43）模型试验就是为判断原型的性能，对其模型进行各种特性测试的试验。（√）258
26744）原型在实际运行状态下的效率、功率和流量之间的关系试验叫特性试验。（×）45）飞逸试验是在不同导叶开口条件下，负荷为零时测试转速的试验。（√）46）对某些零部件进行力和力矩测试的试验是负载试验。（×）47）确认原型在各种负载下没有异常的振动、漏油、漏水、噪声、轴承温升以及其他现象，直至可以连续正常运行的试验叫力特性试验。（×）48）甩负荷试验就是检验机组甩负荷时，机组及其调速系统的动作是否正常，暂态压力变化和转速变化是否符合规定的试验。（√）49）耐压试验定义为为确定承受水压或油压的承压件能否承受所规定压力而进行的加压试验。（√）50）效率试验就是通过模型或原型测量在不同工况下的流量、功率和效率间的相互关系试验。（√）51）空化试验用来确定空化发生的界限或研究空化引起特性变化的试验。（√）52）压力脉动试验就是在规定工况和电站空化系数（或规定空化系数）的条件下，在规定部位测量压力脉动大小和频率的试验。（√）53）补气试验就是在模型或原型上向某一区域补进空气或压缩空气的试验。（√）54）水轮机功率试验就是在测出发电机输出功率和效率后，由此推算得到水轮机输出功率的试验。（√）55）（运行）工况就是由转速、水头（扬程）、功率或流量决定的工作点。（√）56）最优工况为效率最高点的运行工况。（√）57）空载工况在规定转速下负荷不为零时的工况。（×）58）相似工况为几何相似的水轮机、蓄能泵和水泵水轮机在相似水力条件下的运行工况。（√）59）协联工况：导叶和转轮（叶轮）叶片可以调节的轴流式或斜流式水轮机、蓄能泵或水泵水轮机在导叶和叶片组合关系处于具有最优性能的运行工况。（√）60）水流对装置零部件的作用力或力矩与运行工况的关系为力特性。（√）259
26861）导叶力特性就是水流作用在导叶上的水力矩（包括方向和大小）与导叶开口、运行工况之间的关系。（√）62）叶片力特性为水流作用在可调节转轮（叶轮）的叶片上的水力矩（包括大小与方向）与叶片安放角、运行工况之间的关系。（√）63）水流作用在转轮（叶轮）上轴线方向的作用力（即轴向水推力）为径向力。（×）64）水流作用在转轮（叶轮）上径向方向的不均衡力为水推力。（×）65）相似理论是水力机械试验和计算机数值模拟的理论基础。（√）66）几何相似是指所有的线性尺寸对应成比例，所有夹角对应相等。（√）67）运动相似是指所有的对应点处同名速度比值相等，方向相同。（√）68）动力相似是指所有的对应点处所受的同名力比值相等，方向相同。（√）69）只有几何相似的水轮机才有可能工况相似。（√）70）效率相等的水轮机工况一定是相似工况。（×）71）水轮机的比转速相等时，其工况一定相似。（×）72）水轮机的n和Q分别相等时，其比转速一定相等。（×）73）同一水轮机在工况相似条件下，其转速与水头成正比。（×）74）同一水轮机在工况相似条件下，其流量与水头成反比。（×）75）转速与单位转速成正比，流量与单位流量关系成正比。（√）76）空蚀是水轮发电机组不可避免的破坏现象。（√）77）空蚀破坏主要是力学性质的破坏。（√）78）空蚀破坏主要是化学性质的破坏。（×）79）空蚀破坏主要是电化性质的破坏。（×）80）磨损是空蚀范畴的一部分。（×）81）空蚀是磨损范畴的一部分。（×）82）空蚀和磨损相互增强作用关系。（√）83）在空蚀类型中，翼型空蚀是反击式水轮机的主要破坏。（√）260
26984）在反击式水轮机中，就空蚀发生破坏的几率而言，转轮叶片背面下半部出水边大于转轮叶片背面与上冠相交处。（√）85）在反击式水轮机中，就空蚀发生破坏的几率而言，转轮叶片背面与下环靠近处大于转轮叶片背面与上冠相交处。（√）86）空蚀分为翼型气蚀，间隙气蚀和空腔气蚀。（√）87）汽蚀系数σ与尾水管恢复系数成线性关系。（√）88）汽蚀系数σ也是一个相似数。（√）89）汽蚀系数σ与转轮出口速度的大小有关。（√）90）汽蚀系数σ与转轮翼型，尾水管性能，运行工况有关。（√）91）动态真空与转轮翼型，尾水管性能有关，与运行工况无关。（×）92）静态真空与转轮翼型，尾水管性能，运行工况无关。（√）93）单位飞逸转速是一个相似数。（√）94）线性特性曲线是指两个参数间的关系为线性变化。（×）95）工作特性曲线是线性特性曲线。（√）96）转速特性曲线是线性特性曲线。（√）97）模型综合特性曲线属于综合特性曲线。（√）98）运转综合特性曲线不属于综合特性曲线。（×）99）电气参数主要包括电机功率，系统频率，尾水压力脉动。（×）100）电气参数主要包括电机功率，系统频率。（√）101）机械参数主要包括转速，接力器行程，机组振动和摆度，尾水压力脉动。（×）102）机械参数主要包括转速，接力器行程，机组振动和摆度。（√）103）水力参数主要包括水头，压力和流量。（√）104）力学参数主要包括应力，轴向力，应变。（√）105）水力发电机组原型参数测试的方法主要有机械测试方法和电气测试方法。（√）106）能量试验台一般不可以进行效率试验和汽蚀试验。（×）261
270107）汽蚀试验台一般可以进行效率试验和汽蚀试验。（√）108）水力因素，机械因素和电磁因素是影响机组稳定性的三大因素。（√）109）机组振动试验一般包括变转速，变励磁和变负荷试验。（√）110）变转速试验主要是对机械因素对机组稳定性的考查。（√）111）变励磁试验主要是对水力因素对机组稳定性的考查。（×）112）变负荷试验主要是对水力因素对机组稳定性的考查。（√）113）周期性振动和脉动是经相等的时间间隔后能重复出现的量。（√）114）在水力机械中，一般采用转速频率的整数倍来表达谐波频率。（√）115）相位角是相位表示正弦量相对于某基准信号位置的角度偏移值。（√）116）（转轮叶片、导叶等）出水边厚度，是靠近叶型出水边切于两相对表面间圆形的最大直径。（√）117）水轮发电机组摆度监测常用的传感器是速度传感器。（×）118）水轮发电机组摆度监测常用的传感器是位移传感器。（√）119）水轮发电机组振动试验中，测试系统一般为单元式振动监测仪.（×）120）水轮发电机组振动试验中，可以在轴承盖安装磁性表座来固定传感器来测量摆度。（√）121）水轮发电机组振动试验中，可以在机架盖安装磁性表座来固定传感器来测量摆度。（√）122）水轮发电机组振动试验中，可以在机坑、墙壁上焊接支架来固定传感器来测量摆度。（√）123）水轮发电机组振动试验中，不可以在机机坑、墙壁上焊接支架来固定传感器来测量摆度。（×）124）水轮发电机组振动监测中，安装时，相位传感器和摆度传感器最好相差0º或90º或180º或270º布置。（√）125）水轮发电机组振动监测中，安装时，相位传感器和摆度传感器不在不同水平面布置时，其相对位置可以不在同一垂面上，但角度相差最好在0º或90º或180º262
271或270º布置。（√）126）有一振动，Y=20sin（2wt）*0.0011cos（wt），这不是简谐振动。（√）3127）有一振动，Y=sinθ，它是由一种简谐振动合成的。（×）3128）有一振动，Y=cosθ，它是由两种简谐振动合成的。（√）129）振动速度传感器不能测试位移的变化规律。（×）130）振动加速度传感器可以测试位移的变化规律。（√）131）在有些水力发电厂，由于压力管道长度特征长度的设计问题，在低负荷区，由尾水压力脉动引起的压力钢管的强烈振动，就是一种共振谐振，可以通过补气来消除。（×）132）振动应在机组的关键部件和部位上测量，如各导轴承、推力轴承的轴承座和支架、水力机械顶盖等。（√）133）在振动测试中，一般水导摆度安装两个传感器。（√）134）主轴径向振动（主轴摆度）应在靠近导轴承处测量，并在各测量平面相隔090的两个方向安装涡流传感器或其他位移传感器。测量相对振动时，传感器固定在导轴承体上，且尽量靠近主轴。测量绝对振动时，传感器应安放在固定于基础的支架上。（√）135）压力脉动应在下述部位测量（按水轮机运行方式）：机组高压侧，如钢管末端（蜗壳进口）蜗壳内的其他地方，以及在需要和可能时，在钢管的某个断面；尾水管锥段，如需要也可在扩散段或其他部位；与转轮上冠相对的顶盖内表面，转轮与导叶之间的空间等。（√）136）压力脉动传感器应安装在机组高压侧流道相应位置，尾水管锥段进口，对于弯型尾水管测点也可设在弯段的小半径侧。（√）137）转速脉动可用光学式电磁式或其他装置测量，测量位置可选在主轴任何可见部位。（√）138）功率脉动用功率变送器测量，如果功率脉动受到发电机或电网的激励，则应测量相应激励的影响；当用指针式仪表读取功率脉动时，还应注意到仪表本身的动263
272态特性对指示值的影响。（√）139）基本试验工况包括以下四种：空转工况，空转励磁，暂态过程工况和稳定负荷工况。（√）140）空转工况，是机组转速逐级升高到额定转速或以上，变化范围可在额定转速的50%～120%间选定。（√）141）空转励磁，是在额定转速条件下，励磁电流可取为发电机空载额定电压对应的励磁电流的50%、和150%。（×）142）暂态过程工况包括起动、停机、甩负荷等，所甩负荷可由小到大甩2～4次（如额定或最大负荷的25%，50%，75%和100%），可根据机组具体情况确定。（√）143）在进行稳定负荷工况试验时，稳定负荷最低限度应包括下列几种工况：额定负荷或最大负荷的100%，75%，50%，25%和空载；如有可能，工况数量应适当多些，以充分反映不同工况下的不同振动特性或不同振动区的振动特性。（√）144）如果水轮机装有自由补气或强迫补气装署则应进行补气试验如有可能还应测量补气量。（√）145）在稳定性试验，飞逸试验一般不进行，如需试验各有关方面应事先达成专门协议。（√）146）如机组有调相任务，应进行调相试验。（√）147）机组的有功、无功输出功率或输入功率用功率表测量，仪表精度在试验前率定。如需要更高精度，可采用专门仪表如功率变送器测量。（√）148）机组的水头扬程不可以通过测量上下游水位来确定。（×）149）动平衡是在刚性转子双面上调整质量分布，以保证转子剩余的动不平衡量在规定范围的过程。（√）150）自激振动是在机械系统内由非振动能量转化为振动激励所形成的振动，或定义为维持运动的交变力由运动本身产生所控制的振动。（√）151）在水电站压力钢管的水锤计算中，可以忽略水流阻力对最大水锤压力的影响。（√）264
273152）共振是在系统做强迫振动时，激励频率有任何微小的变化，就会使系统的响应下降，则该系统处于共振。（√）153）同步发电机是根据“导线切割磁力线产生感应电动势”这个基本原理构成的，其特点是转速和频率有固定的关系。（√）154）拍振是两个频率略为不同的振动合成的振幅周期性变化的现象，其频率为这两个频率之差。（√）155）振动烈度是一个通用词，可用来描述振动的最大值、平均值或其他重要的算术值等。振动烈度定义为在机器的重要位置上，所测得的振动速度的最大有效值。（√）156）2倍3倍频率成分就是以机组转速频率为基波的在谐波频率。（√）157）在有些水力发电厂，由于压力管道长度特征长度的设计问题，在低负荷区，由尾水压力脉动引起的压力钢管的强烈振动，就是一种共振谐振（√）158）在实际中，机组振动只发生简谐振动，不可能发生非线性和随机振动或脉动。（√）159）振动数据的分析是建立在平均值或算术平均值的基础上，平均值或算术平均值是一组同一变量的离散值的平均值等于这些值的代数和除以它们的总个数。（√）160）机组检修为保持或恢复机组规定的性能而进行的检查和修理。它包括机组扩大性大修、大修、小修、抢修和小型技术改造。（√）161）机组小修是为了保证机组在大修周期内安全运行到下一次大修，对机组进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的机组局部缺陷或更换个别部件。（√）162）机组大修是对机组有计划的进行彻底的、全面的检查和修理，全部或部分解体，进行更换、修理易损的主要部件，恢复机组设计性能和出力。（√）163）机组扩大性大修是指不吊出转子的检修。（×）164）水轮发电机组大修一般3年～6年。（√）165）水轮发电机组扩大性大修一般8年～10年。（√）166）新机投产后的一年左右，可视设备运行状况安排一次大修。（√）265
274167）对运行状态较好的发电机，为降低检修费用，应积极采取措施，逐步延长检修间隔，但必须经过技术鉴定，并报上一级主管部门批准方。（√）168）在机组运行或检修过程中，若发现有危及机组安全运行的重大设备缺陷，应立即停机检修或延长检修时间，并报上级主管部门审批。（√）169）凡机组技术状况不好的，经过技术鉴定确认出现下列情况之一设备状况者，并上报上级主管部门批准，其检修时间间隔可缩短。（√）170）水轮发电机组小修标准项目包括推力轴承、上导轴承、下导轴承外部检查、清扫、油位调整，油槽及冷却器渗漏处理，油化验。（√）171）水轮发电机组小修标准项目包括油、水、风管路阀门及表计检查、清扫、渗漏处理；机组自然补气系统检查。（√）172）大修（包括扩大性大修）项目不包括：推力轴承系统的检查试验、受力调整等。（×）173）大修（包括扩大性大修）项目不包括：弹性金属塑料瓦表面检查，磨损量测量；导轴瓦间隙测量、调整，导轴承（包括轴领）各部检查，清扫。（×）174）在选定时间间隔内应变相对于平均值的往复变化我们称之为应变脉动。（√）175）反击式水轮机的转动是由于液流环绕叶栅的作用而形成的，由于叶片受力的变化，应力脉动是一种常见的现象，应力脉动是在选定时间间隔内应变相对于平均值的往复变化。（√）176）在机组启动和停机的过程中，机组容易产生主轴扭矩脉动，主轴扭矩脉动是在选定时间间隔内主轴扭矩相对于平均值的往复变化。（√）177）在水力发电机组中，功率脉动是不可能存在的。（×）178）由于电网和水电机组的稳定性要求，水电机组的功率脉动无控制范围内要求。（×）179）导叶扭矩脉动是在选定时间间隔内导叶扭矩相对于平均值的往复变化。（√）180）径向载荷脉动是在选定时间间隔内导轴承径向载荷相对于平均值的往复变化。（√）266
275181）水推力是一种轴向作用，特别在低负荷区，由于涡带的作用，轴向载荷脉动现象普遍存在。轴向载荷脉动是在选定时间间隔内推力轴承轴向载荷相对于平均值的往复变化。（√）182）在稳定性试验时，试验负责人根据试验要求，草拟试验计划并提交有关各方协商。（√）183）反击式水轮机的能量转换主要是水力动能的转换。（×）184）水轮机导轴承，发电机上下导轴承，推力轴承，空气冷却器的进出口处，都安装有温度信号器。（√）185）大中型反击式水轮机控制环，随着水轮机出力、工作水头、接力器的型式不同，其断面形状有所差异。（√）186）受油器是轴流转桨式水轮机叶片操作系统重要组成部分之一。（√）187）如果用水轮机的设计工况下动态真空值除以设计水头来计算所得数值，则为设计工况下的汽蚀系数。（√）188）轴流转桨式叶片密封装置的位置，一般在叶片枢轴外端及法兰外缘，多数装在叶片法兰的外缘。（√）189）实践证明，混流式水轮机叶片粗糙度、波浪度、尺寸、形状、进出水边厚度是否符合设计要求，将对水轮机性能产生不同程度的影响。（√）190）与蝶阀比较，球阀有密封性好，活门全开时水力损失极小等优点。（√）191）当混流式水轮机转轮下部出现部分真空时，利用主轴中心孔补气阀自行补气。（√）192）混流式水轮机减压装置的作用是减少作用在转轮上冠上的轴向水推力，以减轻水导轴承负荷。（×）193）水轮机静平衡试验的目的是将转轮的不平衡重量消除。（×）194）静态真空HS与水轮机转轮相对于尾水位的安装位置无关，与水轮机本身有关。（×）195）通常用容积法测量导叶漏水量（√）267
276196）一般在水轮机顶盖上加工4个均布的螺孔，以方便上迷间隙的测量。（√）197）在水轮机部件组合面及两部件结合面加工矩形槽，安装橡胶条进行密封，这种方法得到了广泛的采用。（√）198）轴流转桨式水轮机在检修前，做好导叶漏水量测定和导叶间隙测定，然后就拆卸检修。（×）199）对于双层橡胶平板密封装置安装时，应注意橡胶板的斜接头的上片尖端与主轴回转方向相反。（×）200）水轮机组定期检查是在停机的情况下，定期对设备的运行状态进行检查，以便及时掌握情况，为检修积累必要的资料。（×）201）空载扰动试验所选出的调节系数主要是满足机组空载运行的稳定性。（√）202）机组经济运行的核心是水能得到合理利用。（√）203）主阀动水开启，从设计角度是不允许的，也无必要。（√）204）水电站所使用的油，大体上可归纳为润滑油和绝缘油。（×）205）混流式水轮机转轮通常在叶片与上冠和叶片与下环的联结处易产生裂纹，而轴流转桨式转轮则易在叶片与枢轴法兰的过渡段产生裂纹。（√）206）对于主轴密封，在检修时应检查密封块，应能上、下自由移动，密封块与转环抗磨面的接触应良好。（√）207）分块导轴瓦的进油边应按图纸规定修刮。（√）208）导叶间有杂物卡住时，会造成剪断销被剪断。（√）209）对于轴流转桨式水轮机带操作机构的叶轮，可调整叉头垫的厚度，使叶片开口度合格。（√）210）水轮发电机组各部温度与负荷变化无关。（×）211）水轮发电机组的振动按起因可分为机械振动与水力振动。（×）212）对压缩空气的质量要求，主要是气压、清洁和干燥。（√）213）水轮机导轴承的作用是承受水轮机的径向载荷并传递给基础。（√）214）大型调速器的容量是以主配压阀的直径来表征的。（√）268
277215）机组旋转的几何中心线称为机组的中心线。（×）216）分块式导轴瓦的间隙允许偏差不应超过±0.02mm。（√）217）水轮机调速器的压油罐的正常油气比是压缩空气占40%-30%。（√）218）立式水轮发电机定子圆度、各半径与平均半径之差不应大于设计空气间隙的±5%.（√）219）转子在现场组装后，测量磁轭圆度，各半径与平均半径之差不应大于设计空气间隙的±3.5%。（√）220）立式水轮发电机机架的安装，其中心偏差不应大于1mm。（√）221）设备容器进行煤油渗漏试验，至少要保持2小时无渗漏。（×）222）单个冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时试验压力一般为工作压力的两倍，保持60min无泄漏。（√）223）设备及其连接件进行严密性耐压试验时，试验压力为1.5倍实用额定压力，保持30min无泄漏。（×）224）导叶止推装置可以维持导叶上下端面间隙不变。（√）225）机组基准中心线的确定一般为：混流式按下止漏环；轴流式按转轮室；斜流式按转轮上止口。（√）226）有预紧力要求的螺栓应测量螺栓的拉伸值，与设计值的偏差不应超过±15%。（×）227）机组转动部分进行动平衡试验，既可消除静不平衡，又可消除动不平衡。（√）228）在一般情况下，水轮机在低水头、低出力下运行最容易发生汽蚀。（√）229）在水轮机运行中，一旦发生剪断销剪断，必须立即停机处理。（×）230）转轮止漏环处得间隙不均匀引起压力脉动，造成水轮机的振动和摆度增大。（√）2231）GD表示机组转动部分的惯性大小，在其他因素不变时，在机组甩负荷时GD2越大。机组转速上升率就越小。（√）232）立式机组推力轴承的作用是承受整个机组的转动部分的重量。（×）269
278233）焊接应力和焊接变形在焊接时是必然要产生的，但可以避免。（×）234）逆时针旋转，旋入的螺纹为右螺纹。（×）235）零件图是指导生产组织活动的依据，是加工制造和检验零件的重要技术文件。（√）236）任何一种热处理工艺都由加热、冷却两个阶段所组成。（×）237）齿轮一般用主视图和左视图（或局部视图）两个视图表达。（√）238）国标规定，有效圈数在四圈以上的螺旋弹簧，中间部分可以省略。中间部分省略后的圆柱螺旋弹簧不允许缩短其图形的长度。（√）239）零件图包括一组图形、一组尺寸、技术要求和标题栏等内容。（√）240）离心泵检修时，要求叶轮与密封环的间隙应不小于设计间隙的40%。（√）241）起重用的钢丝绳，磨损部分超过40%即要报废，磨损部分在40%以下，还可以正常使用。（×）242）所谓PID型调速系统就是对输入信号进行比例、微分、积分处理的系统。（√）243）压力水管除承受正常过水压力外，还要承受水击压力。（√）244）机组并网时，永态转差系数增大有利于负荷稳定。（√）245）极限偏差包括上偏差和下偏差。（√）246）钢管伸缩节的作用是使钢管沿轴线能自由伸缩，以消除温度应力。（√）247）调速器经空载试验选定的参数可作为运行参数。（×）248）在机组大波动过程中，要使转速超调量、调节时间、超调次数都满足要求，但这三者往往是相互矛盾的。（√）249）调速器的硬反馈可形成无差调节。（√）250）电调人工失灵区大小可在±1%的范围内调整。（√）251）多级压缩式空压机具有中间冷却方式，这可以减少功耗。（√）2252）机组GD大时，稳定性也好。（√）253）调速器主配压阀内的间隙越小时，调速器的灵敏度越高。（×）254）改变导叶关闭规律也可达到降低水锤压力和机组转速升高的目的。（√）270
279255）机组在不同负荷下，经过调节到达新的稳态后，机组转速不随负荷变化则为有差调节。（×）256）甩100%负荷后，机组达到稳定平衡时的导叶开度一定是空载开度。（√）257）速动时间常数是反映调速器速动性的参数。（√）258）调节系统中，永态转差系数的变化与机组调差率无关。（×）259）在调速器中，局部反馈属于硬反馈。（√）1.3选择题1）最大极限尺寸（d）基本尺寸.a．大于b．小于c．等于d．大于、小于或等于。2）碳素钢中当碳的平均含量在（a）%下时称为低碳钢。a．0.25；b．0.45；c．0.6；d．0.7。3）淬火的目的是提高钢件的硬度与（a）。a．强度；b．弹性；c．塑性；d．刚度。4）水轮发电机轴一般通过（b）加工而成。a．铸造；b．锻造；c．车削；d．冲压。5）将钢加热至一定的温度，保温一段时间后在加热炉或缓冷坑中缓慢冷却的一种热处理工艺叫做（d）。a．正火；b．回火；c．淬火；d．退火。6）1mmHg等于（a）Pa。a．9.81；b．133.30；c．27.20；d．13.60。7）当应力不超过比例极限时，应力与应变应满足（d）。a．库仑定律；b．楞次定律；c．洛伦茨定律；d．虎克定律。8）钢的退火工艺参数主要有加热温度、加热速度、保温时间及（b）。a．冷却面积；b．冷却时间；c．加热时间；d．加热面积。9）拉伸试验时，试样拉断前所承受的最大应力称为材料的（b）。a．比例极限；b．强度极限；c．屈服极限；d．弹性极限。271
28010）水轮发电机组转动部分编号的起始号原则是（d）。a．+X；b．+Y；c．任意选择；d．1号磁极。11）水轮发电机组固定部分编号的起始号原则是（b）。a．+X；b．+Y；c．任意选择；d．1号磁极。12）发电机非荷重机架主要承受径向机械不平衡力与定子和转子气隙不均产生的不平衡（b）。a．斜拉力；b．磁拉力；c．冲击力；d．以上都不对。13）发电机定子与转子气隙不均会产生（b）。a．斜拉力；b．磁拉力；c．冲击力；d．以上都不对。14）分块导轴瓦支撑点偏心是为了（b）。a．利于油循环；b．形成润滑油楔；c．瓦间隙的调整；d．运行稳定。15）水电厂一般要求顶盖排水排至哪里。（c）a．尾水；b．检修集水井；c．渗漏集水井；d．技术排水管。16）顶盖排水有哪几种方式？（d）a．自流排水；b．水泵排水；c．自流排水+水泵排水；d．以上都对。17）刚性支柱推力轴承受力调整时，各托盘变形值与平均变形值之差，不应大于平均变形值的（a）。a．±10%；b．±15%；c．±0.2%；d．±0.1%。18）发电机失磁后，机组转速（a）。a．升高；b．降低；c．不变；d．可高可低。19）对水轮机性能作用明显的汽蚀是（d）。a．间隙汽蚀；b．空腔汽蚀；c．局部汽蚀；d．翼型汽蚀。20）滑动轴承选择润滑剂时以（b）为主要指标。a．闪点；b．粘度；c．密度；d．酸值。21）一水轮机的允许吸出高度为1.5m，设计该水轮机的吸出高度应该在（a）。a.1.5m以下；b．1.5m以上；c．1.5m；d．2m。272
28122）调速器永态转差系数BP一般是（a）。a．0-8%；b．0-100%；c．1%；d．1-5%。23）下面关于起始开度说法不正确的有（c）。a．起始开度大于空载开度；b．在起始开度要根据水头的变化而变化；c．起始开度越大开机时间越短；d．起始开度要考虑机组的过渡过程品质。24）调速器调节参数对调节系统起主要影响作用的是（a）（α为局部反馈系数）。a．bp，bt；b．bp，Ta；c．btTa；d．bpα。25）大型离心泵起动前出口阀必须（a）。a．关闭；b．打开；c．充水；d．开旁通阀。26）离心泵抽不上水的原因是（d）。a．底阀漏水关闭不严；b．叶轮室进气；c．盘根密封不严；d．以上都对。27）推力轴承油槽绝缘，未充油前用（a）兆欧表测量时，其绝缘电阻不低于1.0MΩ。充油后，绝缘电阻不得低于0.3MΩ。a．1000V；b．100V；c．10V；d．10000V。28）调速器和油压装置的工作容量选择合理，导叶实际最大开度要对应于接力器最大行程的（b）以上。a．60％；b．80％；c．90％；d．100％。29）弹性金属塑料推力轴承的机组停机时间在（d）天以内时，可以不顶起转子开机。a．10；b．15；c．20；d．30。30）磁极挂装完后，检查转子圆度，各半径与平均半径之差不应大于（c）±4%。a．平均半径；b．最大半径；c．设计空气间隙；d．实测空气间隙。31）悬吊型机组。推力轴承绝缘物安装后，轴承总体对地绝缘用500V摇表检查不应低于（c）MΩ。273
282a．0.2；b．0.3；c．0.5；d．1。32）机械因素引起的水轮发电机组振动的主要原因有（d）。a．转子质量不平衡；b．机组轴线不正；c．轴承缺陷；d．以上均是。33）水轮发电机组产生振动的主要原因有机械不平衡、电磁不平衡和（d）。a．质量不平衡；b．动不平衡；c．静不平衡；d．水力不平衡。34）水轮发电机安装时，应使定子铁心平均中心高程与转子磁极平均中心高程一致，其偏差值不应超过定子铁心有效长度的（c），但最大不超过4mm。a．0.2%；b．0.4%；c．0.15%；d．0.5%。35）冬季室外温度降至0℃-2℃时，各机组的消火系统防冻阀门应（c），防止冻坏备用水管路。a．关闭；b．任意位置；c．打开。36）弹性金属塑料推力轴承的机组停机时，允许转速降低至（a）额定转速投入制动系统。a．10％；b．12％；c．15％；d．20％。37）水轮发电机应在飞逸转速下，运转（a）而不发生有害变形。a．2min；b．1min；c．3min；d．5min。38）发电机灭火环管的喷水孔，要求正对（d）。a．定子线圈；b．磁极；c．电缆；d．定子线圈端部。39）推力轴承是稀油润滑的（b）轴承a．滚动；b．滑动；c．固定；d．向心。40）发电机推力轴承座与基础之间用绝缘垫隔开可以防止（d）a．击穿；b．受潮；c．漏油；d．轴电流。41）使用风闸顶转子时，工作油压一般在（c）MPa。a．7-8；b．7-12；c．8-12；d．18-20。42）开机前顶转子让推力瓦建立油膜，一般要求水轮机轴顶起的最低高度为要大于（d）。274
283a．转子的下挠度；b．下机架的下挠度；c．下机架的下挠度+弹性油箱的压缩量；d．下机架的下挠度+弹性油箱的压缩量+一定的余量。43）可作为机组强迫制动能源的是（d）。a．低压风；b．压力油；c．压力水；d．低压风与压力油。44）漏油箱油位过高，而油泵未启动时，应（c）启动油泵，查明原因尽快处理a．自动；b．不启动；c．手动；d．任意方式启动。45）技术供水管为（d）a．绿色；b．黄色；c．红色；d．蓝色。46）油压装置密封性试验是压力罐的油压和油位均保持在正常工作范围内，关闭所有阀门，升压后（b）油压下降不得大于额定油压的4%。a．0.5h开始记录8h内；b．开始记录30分钟内；c．记录4小时。47）接力器不动时间Tq测定试验是（d）。a．空载试验中测量；b．负荷试验中测量；c．机组甩负荷；d．甩25%负荷。48）充水试验前，被控机组及其控制回路、励磁装置和有关辅助设备均安装调整完毕，并完成了规定的（a），具备开机条件。a．模拟试验；b．空载试验；c．负载试验；49）按照（a）要求，整定接力器关闭和开启时间，并记录主配压阀活塞行程或节流孔口大小。a．设计的调节保证；b．现场实际设备；c．按照接力器行程。50）事故低油压关闭导叶试验是在机组并网带25%或(a)负荷运行，油压装置切为手动，使油压逐渐降至事故低油压。此时压力信号器应作用于紧急停机电磁阀，使机组停机。如在事故低油压下不能可靠关闭导叶，说明事故低油压整定值偏低，必须适当调高后重复进行试验。a．50%；b.75%；c.100%。275
28451）机组力矩平衡关系是（a）a．Mt＝Mg；b．Jdω/dt=Mt-Mg；c．ω＝πn/30。52）调节系统和装置全部调整试验及机组所有其他试验完成后，进行带负荷（c）试验。a．24h连续运行；b．72h间断运行；c．72h连续运行。53）要改变水轮机动力矩Mt，最经济的方法改变公式中（b）a．改变H；b．改变Q；c．改变ω。54）主设备损坏，检修费用在150万元以上，检修期在20天以上的是（c）事故a．一般；b．重大；c．特大；d．重特大。55）混流式水轮机转轮下环形状对水轮机转轮的（d）有较明显影响。a．强度和刚度；b．直径和水轮机效率；c．过流量和转速；d．过流量和汽蚀性能。56）关于水轮机比转速，说法正确的是（a）。a．比转速高能量特性好；b．比转速高能量特性差；c．比转速高汽蚀性能好；d．比转速高汽蚀性能差。57）水轮机总效率是水轮机的（a）。a．轴端出力与输入水流的出力之比；b．最大出力与输入水流的额定水流之比；c．额定出力与输入水轮机的水流出力之比；d．额定出力与输入水轮机的最大水流出力之比。58）在电力系统中，用（c）方法提高系统的功率因数。a．串联电容；b．串联电感；c．并联电容；d．并联电感。59）工件精加工前，常需进行时效处理，是为了（c）。a．改善切削性能；b．降低硬度；c．消除内应力和稳定形状；d．提高硬度。60）划线不可能绝对准确，一般划线精度能达到（a）mm。a．0.05～0.1；b．0.25～0.50；c．0.50～0.75；d.0.75～1.00。276
28561）目前大中型水轮发电机组，定子平均中心与固定止漏环（或转轮室）的平均中心偏差最好控制在（b）mm。a．0.1～0.3；b．0.3～0.5；c．0.5～0.8；d．0.8～1。62）转轮上冠型线变化（指设计）可对水轮机的（d）产生影响。a．设计水头；b．转轮直径D1；c．转速；d．过流量。63）轴流转桨式水轮机叶片密封装置的主要作用是：（a）。a．对内防油外漏，对外防水渗入；b．对内防水外漏，对外防油渗入；c．对内防油外漏，对外防油渗入；d．对内防水外漏，对外防水渗入。64）接力器分解组装后，做耐压试验，按（b）倍工作压力保持半小时，整个试验过程应无渗漏。a．1.1；b．1.25；c．1.3；d．1.5。65）压紧式周围密封的蝶阀活门在全关时要有（b）的倾斜角度。a．0°～5°；b．5°～10°；c．10°～15°；d．15°～20°。66）当机组轴线与其旋转中心线重合时，主轴在旋转过程中将（c）。a．产生摆度；b．振动；c．不产生摆度；d．不振动。67）轴流定桨式水轮机适用于（a）。a．工作水头稳定负荷基本不变的水电站；b．工作水头不稳定负荷变化大的水电站；c．工作水头稳定负荷变化较大的水电站；d．工作水头不稳定负荷变化不大的水电站。68）在GB／T19000-2000中，“产品质量”是指（d）。a．性能；b．寿命；c．可靠性；d．一组固有特性满足要求的程度。69）应用伯努利方程的前提条件的水流是（b）。a．非恒定流；b．恒定流；c．渐变流；d．紊流。70）在钢件上攻螺纹或套螺纹时，要加切削液，一般用（a）。要求高时，可用菜油和二硫化钼。277
286a．机油和浓度较大的乳化液；b．机油；c．菜油；d．二硫化钼。71）钢的热处理是为了改善钢的（d）。a．强度；b．硬度；c．刚度；d．性能。72）点划线一般用作对称线或圆的中心线、（c）。a．剖面线；b．中断线；c．轴心线；d．不可见轮廓线。73）混流式水轮机增加叶片数目的目的是（a）。a．提高转轮的强度，但会使水轮机的过流量相应减少；b．提高转轮的强度，但会使水轮机的过流量相应增加；c．提高转轮的刚度，但会使水轮机的过流量相应增加；d．提高转轮的刚度，但会使水轮机的过流量相应减少。74）用于捆绑设备的钢丝绳的安全系数是：（c）。a．4；b．5；c．6；d．10。75）孔的尺寸与相配合的轴尺寸代数差为负值时，称（a）。a．过盈配合；b．间隙配合；c．接触配合；d．过渡配合。76）布氏硬度（HB）和洛氏硬度（HRC）之间的近似关系是（a）。a．HB＝10HRC;b．HB＝15HRC;c．HB＝20HRC;d．HB＝25HRC。77）混流式水轮机导叶开度是指（c）。a．导叶出口边与相邻导叶间的最大距离；b．导叶出口边与相邻导叶出口边的最小距离；c．导叶出口边与相邻导叶间的最小距离；d．导叶出口边与相邻导叶出口边的最大距离。78）力的等效性和可传性只使用于（d）。a．静力学；b．材料力学；c．任何物体；d．刚体。79）水轮机尾水管的作用是（c）。a．使水流在转轮室内形成涡流；b．引导水流进入导水机构；278
287c．使转轮的水流排入河床，减少水头损失；d．排出水流。80）轴流转桨式转轮叶片数目与水轮机的设计水头成（b）。a．反比；b．正比；c．平方比；d．立方比。81）轴流转桨式水轮机转轮叶片自0°位置向开侧旋转和向关侧旋转分别为（c）角。a．正、正；b．负、负；c．正、负；d．负、正。82）关于大、中型轴流式水轮机转轮室，说法正确的是：（d）。a．大、中型轴流式水轮机转轮室在叶片枢轴中心线以上为圆柱面，以下为圆锥面；b．大、中型轴流式水轮机转轮室在叶片枢轴中心线以上为球面，以下为圆锥面；c．大、中型轴流式水轮机转轮室在叶片枢轴中心线以上为球面，以下为圆柱面；d．大、中型轴流式水轮机转轮室在叶片枢轴中心线以上为圆柱面，以下为球面。83）测某连接螺丝伸长，扭紧前百分表长针指向“12”，短针指向2，扭紧后长针指向“41”，短针在2～3之间，则螺丝伸长（b）mm。a．0.12；b．0.29；c．0.41；d．1.12。84）稀油自循环分块瓦导轴承轴颈上部有呼吸孔，以（c）轴颈内、外侧压力。a．增加；b．减少；c．平衡；d．保持。85）大、中型水轮发电机组，止漏环与转轮室的圆度，其最大直径与最小直径之差控制在（c）设计间隙值内即可认为合格。a．±20%；b．±15%；c．±10%；d．±5%。86）公制三角螺纹的剖面角为（b），螺距是以毫米表示的。a．30°；b．60°；c．45°；d．55°。87）当（c）的蜗壳称为非完全蜗壳。a．≤135°；b．≤180°；c．≤270°；d．≈360°。88）可以产生急回运动的平面连杆机构有（a）。a．导杆机构；279
288b．双柄等长的双曲柄机构；c．两摇杆等长的双摇杆机构；d．两摇杆不等长的双摇杆机构。89）对于双向止水球阀，需要检修上游止水部件时，只要将活门转动（d）就可进行。a．45°；b．90°；c．135°；d．180°。90）计算允许吸出高度的目的，就是从水轮机转轮装置位置上，从理论上且在水轮机经常运行的工况区域内保证不发生（a）。a．翼型汽蚀；b．空腔汽蚀；c．局部汽蚀；d．间隙汽蚀。91）对于轴流式机组而言，机组中心线可以说成是（d）的连线。a．上导瓦平均中心与水导瓦中心；b．发电机转子平均中心与水导瓦中心；c．发电机定子平均中心与水导瓦中心；d．定子平均中心与对应叶片旋转部位的转轮室中心。92）圆锥销的规格是以（b）来表示的。a．大头直径和长度；b．小头直径和长度；c．中间直径和长度；d．斜度和长度。93）下列金属材料中，一般无法淬硬的是（c）。a．合金钢；b．高碳钢；c．低碳钢；d．优质合金钢。94）转轮叶片进、出口水流绝对速度，分别用字母（c）表示。a．vr1和vr2；b．w1和w2；c．v1和v2；d．v2和v1。95）不属于反击式水轮机的是（d）。a．混流式水轮机；b．轴流式水轮机；c．斜流式水轮机；d．水斗式水轮机。96）蜗壳的作用是使进入导水叶以前的水流形成一定的旋转，并（d）将水流引入280
289导水机构。a．中心对称地、均匀地；b．角对称地、均匀地；c．面对称地、均匀地；d．轴对称地、均匀地。97）水轮机的轴向水推力是作用在（b）向下的水压力及由于水流对叶片的反作用力引起的向下的水压力和转轮的上浮力等几个轴向力的合力。a．上冠表面和下环内表面；b．上冠表面和下环外表面；c．上冠下表面和下环外表面；d．上冠下表面和下环内表面。98）技术供水的水源有（a）。a．上游水库取水、下游尾水取水、机组顶盖和地下水源取水；b．压力输水钢管取水、下游尾水取水和地下水源取水；c．直接从坝前取水、压力输水钢管取水和下游尾水取水；d．直接从坝前取水、压力输水钢管取水和地下水源取水。99）离心泵检修后，第一次启动需要灌水，其目的是（b）。a．防止产生真空；b．为使叶轮进口处产生真空；c．防止过载；d．防止飞逸。100）座环蝶形边的延长线与支柱水平中心线一般成（b）交角。a．45°；b．55°；c．60°；d．75°。101）根据用水设备的技术要求，要保证一定的（a）。a．水量、水压、水温和水质；b．水量、水压、水温；c．水压、水温和水质；d．水量、水温和水质。102）关于高压气系统的供气对象，说法正确的是：（d）。a供给机组停机时制动装置用气；b．供给维护检修时风动工具及吸污清扫设备用气；281
290c．供给水轮机空气围带用气；d．油压装置压力油罐充气。103）磨削时，（a）是形成火花的元素。a．C；b．Fe；c．Mn；d．Si。104）使用最广泛的研具材料是（b）。a．高碳钢；b．铸铁；c．低碳钢；d．中碳钢。105）对于自关闭导叶处于全关闭状态下，测量导叶与限位块之间的距离是否在（b）mm之内，否则应调整限位块位置。a．1～4；b．4～5；c．5～10；d．10～15。106）对于混流式水轮机来讲，座环是整个机组的安装基准，尤其要求座环的（c）误差要小。a．中心；b．高程；c．水平；d．中心、高程。107）凸缘联轴器适用于低速、大扭矩、（c）的轴上。a．振动小；b．刚性好；c．振动小且刚性好；d．无变动载荷。108）对水轮机工作参数，正确的叙述是：（b）。a．水轮机的工作参数指水头、流量、出力；3b．流量指单位时间内，通过水轮机某一既定过流断面的水流，单位是米／秒（m3／s）；c．工作水头指水轮机进、出口水体的能量差，单位是米（m）；d．出力指水轮机主轴所输出的功，单位为千瓦（kW）。109）属于水轮机排水部分的是（a）。a．尾水管；b．导轴承；c．止漏装置；d．蜗壳。110）在下列有关油管路颜色的说法中，正确的是：（a）。a．压力油管和进油管为红色；b．压力油管和进油管为黄色；c．压力油管和进油管为橙黄色；282
291d．排油油管和进油管为红色。111）我国水轮机主轴直径大于（d）mm时，采用薄壁轴。a．300；b．400；c．500；d．600。112）对筒式导轴承油沟外角，说法正确的是：（a）。a．基本上与上油量q成反比，与主轴额定转速ne成正比；b．基本上与上油量q成正比，与主轴额定转速ne成反比；c．基本上与上油量q成反比，与主轴额定转速ne成反比；d．基本上与上油量q成正比，与主轴额定转速ne成正比。113）离心泵叶轮与叶片（b）常为压力最低区，加上液体流入叶片时的压降和损失，使该区易发生汽蚀。a．进口边正面；b．进口边背面；c．出口边正面；d．出口边背面。114）机组能够实现稳定运行，是因为有（d）。a．励磁机的调节；b．调速器的调节；c．电压校正的调节；d．自调节作用。115）钢丝绳进出滑轮时的允许偏角应不大于（a）。a．2°；b．3°；c．4°；d．5°。116）属于导水机构的传动机构是（b）。a．接力器；b．控制环；c．导叶；d．顶盖。117）中、低水头混流式水轮机转轮直径D1与叶片出水边的最大直径D2的关系是：（c）。a．D1＞D2；b．D1＝D2；c．D1≤D2；d．D1≥D2。118）反击式水轮机能量损失产生的原因有（d）。a．水力损失和容积损失；b．机构损失和容积损失；c．水力损失和机械损失；d．水力损失、容积损失和机械损失。119）在工作中，平键连接的主要破坏形式为（d）。283
292a．剪切；b．扭动；c．压缩；d．挤压。120）对空气围带应做泄漏试验，试验压力为工作压力的（b）倍，检查接头及围带有无泄漏现象。a．1.0；b．1.25；c．1.5；d．1.75。121）混流式水轮机上冠泄水孔应开成顺水流（转轮旋转方向），方向倾斜P＝（b）的角。a．10°～20°；b．20°～30°；c．30°～45°；d．45°～60°。122）主轴某测量部位，某轴号的净摆度值与直径方向对应轴号的净摆度值之差，称为该部位该直径方向上的（d）。a．摆度；b．全摆度；c．净摆度；d．净全摆度。123）对于导叶立面间隙的测定，说法正确的是（a）。a．在接力器有油压、导叶全关闭状态下进行的；b．在接力器有油压、导叶全开启状态下进行的；c．在接力器无油压、导叶全开启状态下进行的；d．在接力器无油压、导叶全关闭状态下进行的。124）润滑油的作用是（d）。a．润滑；b．散热；c．传递能量；d．润滑、散热及传递能量。125）空气阀的作用是：（b）。a．活门开启，钢管及蜗壳充水时充气，活门关闭，钢管及蜗壳排水时排气；b．活门开启，钢管及蜗壳充水时排气，活门关闭，钢管及蜗壳排水时充气；c．活门开启，钢管及蜗壳充水时充气，活门关闭，钢管及蜗壳排水时充气；d．活门开启，钢管及蜗壳充水时排气，活门关闭，钢管及蜗壳排水时排气。126）衡量一台机组的轴线质量的重要标志是看最大（d）摆度值是否在国家规定范围内。a．绝对；b．净；c．净全；d．相对。127）发电机转子铁片的压紧程度，其叠压系数不得小于（d）。284
293a．95%；b．96%；c．98%；d．99%。128）推力轴瓦托瓦的主要作用是（a）。a．减小推力瓦的变形；b．便于放置推力瓦；c．增加瓦的刚度；d．增加瓦的强度。129）推力瓦受力调整应在大轴处于垂直、转子和转轮处于中心位置、上导及下导抱紧的情况下，采用（b）的方法进行调整。a．盘车；b．起落转子；c．刮削绝缘垫；d．动平衡试验。130）水轮发电机组随转速升高振动增大，其一般原因是（d）。a．机组中心不准；b．主轴曲折；c．推力轴承调整不良；d．旋转体不平衡。131）水轮机在以下哪些情况下必须马上事故停机（d）。a．机组顶盖漏水量大且无法控制，危及水导轴承；b．机组振动摆度增大，超过整定值且继续恶化；c．机组各轴瓦温度迅速上升超过报警值且迅速上升；d．以上都对。132）水轮机在以下哪些情况下必须执行紧急停机（d）。a．机组过速145%Ne以上，保护未动作；b．调速器压油装置油压下降到事故低油压值，保护未动作，油压继续下降；c．机组停机过程中剪断销剪断；d．以上都对。133）监控系统报“剪断销剪断”信号，某一个或几个剪断销剪断，以下说法正确的是（d）。a．机组振动、摆度增大；b．剪断销剪断，应调整负荷使机组脱离振动区，使摆度及振动在允许范围内；c．通过调整负荷，机组摆度、振动仍较大，则立即联系调度停机；285
294d．以上说法均正确。134）关于水轮机汽蚀侵蚀的特征以下说法正确的有（d）。a．侵蚀区的金属表面呈海绵状针孔，表面有呈灰暗无光泽的大小蜂窝及透孔；b．金属疏松脱落。若表面覆盖有抗蚀材料，汽蚀侵蚀会绕过表面抗蚀覆盖层，而在底层母材上深入发展；c．侵蚀破坏一般在叶片背面发生;d．以上都对。135）反击式水轮机在偏离设计低水头和低出力下运行时，可能产生哪些危害（d）。a．由于较大地偏离设计工况，因而在转轮叶片入口处产生撞击损失以及在出口处水流激烈旋转，不仅大大地降低水轮机的效率，而且会增加水轮机的振动和摆度，使汽蚀情况恶化。水轮机工况偏离设计工况越远，这种不良现象就越严重；b．由于水头低，水轮机的出力达不到额定值，同时在输出同一出力时，水轮机的引用流量要增加；c．水头低就意味着水位过低，有可能出现有压水流变为无压水流，容易造成水流带气，甚至形成气团，使过水压力系统不能稳定运行，特别是在甩负荷的过渡过程中，容易造成引水建筑物和整个水电站发生振动；d．以上都对。136）悬吊型水轮发电机组主轴法兰的联接应具备以下哪些条件（d）。a．法兰组合面和联轴螺栓、螺母已经检查和处理合格，并用汽油、无水乙醇或甲苯仔细清扫干净，在联轴螺栓的螺纹与销钉部位涂上一层水银软膏或二硫化钼润滑剂，用白布盖好待用；b．与转轮组合成一体的水轮机主轴已按原方位就位，其高程比设计高程低法兰止口高度加上2～6mm，止漏环的间隙已符合要求，主轴法兰的水平度已调至0.02mm／m以内；c．水轮机的有关大件，如导叶、顶盖、接力器和控制环等已吊入，制动器已加垫找平；286
295d．以上都对。137）机组的“三条线”分别是机组轴线、机组中心线、机组旋转中心线，以下说法正确的是（c）：a．有“三条线”理想状态是各自铅直且重合；b．实际上，不可能将“三条线”调到完全重合，只能按规程规定，调到允许偏差的范围之内，即调到“三条线”基本重合，即认为合格；c．以上说法都正确。138）预防水轮机抬机的措施有（d）。a．在保证机组甩负荷后其转速上升不超过规定的条件下，可适当延长导叶的关闭时间或导叶采用分段关闭；b．采取措施减少转轮室的真空度，如向转轮室内补入压缩空气，装设在顶盖上的真空破坏阀要求经常保持动作准确、灵活；c．装设限制抬机高度的限位装置，当机组出现抬机时，由限位装置使抬机高度限制在允许的范围内，以免设备损坏；d．以上说法都正确。139）冲击式水轮机是靠（a）做功的。a．水流的动能；b．水流的动能与势能；c．水流的压能；d．水流的位能。140）反击式水轮机转轮是（a）。a．整圆周进水；b．部分圆周进水；c．轴向进水。141）水轮机输出有效功率的必要条件是（b）。a．进口环量必须大于0；b．进口环量必须大于出口环量；c．出口环量必须大于0。142）轴流式水轮机中水流的（b）和转轮的轴线方向一致。a．绝对速度；b．轴面速度；c．径向速度；d．相对速度。143）水轮机的空化系数水轮机（a）的相对值。287
296a．动态真空；b．静态真空；c．相对真空。144）尾水管补气的目的是（a）。a．减轻尾水管的压力脉动；b．消除叶片空化；c．减少尾水抬机。145）水轮机模型综合特性曲线以（a）作为坐标参数。a．n11，Q11；b．H，P；c．HN；d．aH。146）混凝土蜗壳的断面为（b）。a．圆形断面；b．梯形断面c．菱形断面147）导水机构调节流量的实质是（b）。a．改变导叶出口面积；b．改变导叶出口水流角度；c．改变导叶进口水流角度。148）尾水管相对损头与（a）。a．水轮机的比转速有关；b．水轮机工作水头有关。149）调速器主要由（a）、放大、执行、反馈等元件组成。a．测量；b．主配压阀；c．缓冲器；d．飞摆。150）油压装置通常由（a）、控制部分、辅助部分、工作介质四部分组成。a．动力部分；b．油箱部分；c．阀组部分；d．操作部分。151）水轮机进水口事故闸门的作用（a）a．防止机组飞逸；b．调节进水口流量；c．正常时落门停机；d．泄水时提门。152）调速机静特性曲线的斜率称为（a）a．永态转差系数bp（残留值）；b．暂态转差系数bt（缓冲系数）；c．局部反馈系数a；d．机组调差率ep。153）调速器中，反馈机构（或回路）是（b）。a．自动控制机构；b．自动调节机构；c．自动监视机构；d．自动指示机构。288
297154）调速器中，变速机构（或频率给定回路）是（a）。a．自动控制机构；b．自动调节机构；c．自动监视机构；d．自动指示机构。155）水轮机调节的途径就是改变（a）。a．过机流量；b．机组转速；c．机组水头；d．机组效率。156）水轮机可以在不同的工况下运行，其中（b）的工况称为最优工况。a．出力最大；b．效率最高；c．流量最大；d．开度最大。157）机组达到额定转速后投入电网的瞬间，导叶所达到的开度为（d）。a．起始开度；b．终了开度；c．限制开度；d．空载开度。158）混流式水轮机主轴中心孔用于（b）。a．装置操作油管；b．轴心补气；c．装置操作油管和轴心补气；d．励磁引线。159）两个精度均为0.02mm/m的框型水平仪，一个规格是200×200mm，另一个规格是250×250mm。当气泡移动一格时，这两个水平仪的倾斜角（a）。a．一样；b．不一样；c．不一定；d．很近似。160）水轮发电机组盘车的主要目的是（d）。a．检查机组安装质量；b．检查发电机组转动时受力是否平衡；c．检查发电机转子间隙；d．判断轴线是否合格。161）发电机主轴轴线的测量，是为了检查主轴与（b）的不垂直度，测出它的大小数值和方位。a．法兰；b．镜板；c．水轮机轴；d．卡环。162）水轮发电机首次启动的主要目的是检查转动部分与固定部分是否有碰撞、轴瓦温度是否稳定、（d）是否合格。a．油温和水温；b．压力和流量；c．开机程序；d．摆度和振动。163）研刮推力轴瓦时，应使瓦面每平方厘米有（b）个接触点。a．1～2；b．1～3；c．1～4；d．1～5.289
298164）磁极是产生（c）的部件，也是转子具有转动惯量的主要部件之一。a．电流；b．电压；c．磁场；d．涡流。165）空气冷却器由许多铜管组成，在铜管的外圆面上绕满铜丝网（或铜片）的目的是增加（b）。a．散热面积；b．吸热面积；c．风的阻力；d．温度。166）磁轭的主要作用是产生（b）和固定磁极。a．离心力；b．转动惯量；c．质量；d．向心力。167）发电机转子一般由（b）、转子支架、磁轭和磁极等部件组成。a．中心体；b．轴；c．轮毂；d．箱体。168）水轮机的中心测定工作是在（b）期间完成的。a．正式安装；b．预装；c．安装后；d．安装前。169）转轮室、基础环、座环安装高程允许偏差为（a）。a．±3；b．±2；c．±1；d．±0.5。170）水轮发电机的（a）与机组转速有关。a．频率；b．电压；c．电流；d．流量。171）座环法兰面高程偏差允许值为（d）mm。a．±5；b．±4；c．±2；d．±3。172）测量座环水平一般应选用（c）。a．水准仪；b．胶管水平仪；c．框型水平仪；d．水平尺。173）用框型水平仪测量水平时，必须在原位置调头测量，主要是为了（a）。a．消除仪器误差，保证测量精度；b．找出工件水平的最大值；c．确保仪器与工件紧密接触；d．消除人为因素影响。174）导水机构预装的目的是（b）。a．主要解决导叶立面间隙；290
299b．解决底环、顶盖、活动导叶的定位；c．解决端面间隙的分布；d．检查顶盖和底环的装配情况。175）设备组合面应清洁无毛刺，合缝间隙用（c）mm塞尺检查不能通过，允许有局部间隙，用0.10mm塞尺检查，深度不超过组合宽度的1/3，总长不应超过周长的20%。a．0.10；b．0.30；c．0.05；d．0.20。176）空气围带安装前，应通入（c）MPa的压缩空气，在水中做漏气试验，应无漏气现象。a．0.916；b．0.25；c．0.05；d．0.078。177）在不同出力下，水轮机效率变化不大的是（b）。a．混流；b．轴流转浆；c．斜流；d．轴流定浆。178）高效率区较宽的水轮机型式是（d）。a．轴流式；b．转浆式；c．冲击式；d．轴流转浆式。179）为使模型和原型成为相似水轮机，二者不必具备下列相似条件中的（d）。a．几何相似；b．运动相似；c．动力相似；d．出力相似。180）在图纸标注中，M2：1是（d）。a．缩小比例；b．斜度；c．锥度；d．放大比例。181）符号表示（a）a．零件表面粗糙度；b．焊接符号；c．光亮度；d．需切削加工。182）焊接是通过加热或加压，或二者并用，使焊件达到（b）结合的一种加工工艺方法。a．分子；b．原子；c．离子；d．中子。183）压力大于1.6Mpa，小于10Mpa之间的压力容器属于（b）。a．低压容器；b．中压容器；c．高压容器；d．超高压容器。184）焊接接头的两个基本属性是组织性能不均匀和（c）。291
300a．韧性低；b．塑性差；c．应力集中；d．焊接缺。185）在齿盘测速装置中，齿盘的齿数越少，则测量精度（b）。a．不变；b．越低；c．越高；d．没关系。186）机组甩负荷试验的主要目的是（d）.a．进一步考验调节系统在已选定参数下，调节过程的动态稳定性和速动性，从而最终考查整个调速器的调节品质；b．检验水轮机导叶接力器关闭规律的正确性，其中包括测定不动时间、关闭时间以及节流元件和反馈机构对关闭规律的影响等；c．检验调节保证计算值的正确性；d.以上说法都正确。187）请列举导致机组振动的水力因素有（f）。a．由于种种原因使梳齿间隙相对变化大引起压力脉动增大；b．转轮叶片型线不好；c．由叶片出口卡门涡带引起；d．转轮叶片断裂或相邻的几个剪断销同时剪断；e.由于汽蚀引起振动；f．以上说法都正确。188）水电站中检修排水的特征是（a）。a．排水量大，排水时间短；b．排水量小，排水时间短；c．排水量大，排水时间长；d．排水量小，排水时间长189）空气之所以是储存压能的良好介质，是因为空气（d）。a．易流动；b．质量轻；c．贮存方便；d．有良好的可压缩性。190）反击式水轮发电机组停机时机械和电气制动装置都不能使用，则（b）。a．事故停机；b．重新开启机组；292
301c．自由制动；d．允许机组在低转速下继续运转。191）水轮发电机飞逸转速愈高，对材质要求就愈（a）。a．高；b．低；c．厚；d．薄。192）离心泵泵壳两侧密封装置的作用是（a）。a．防止水向外泄漏和空气进入泵壳；b．起保护作用；c．起润滑作用；d．支撑作用。193）水轮机真空破坏阀和补气阀应做（a）。a．动作试验和渗漏试验；b．耐压试验和负荷试验；c．耐压试验；d．负荷试验。194）水轮机顶盖与座环联接螺栓应（c）紧固。a．一次性连接；b．按同一方向顺次；c．分次均匀；d．从一点开始分两侧同时向前。195）导叶开度检查可用（d）。a．外卡钳；b．游标卡尺；c．螺旋测微器；d．内卡钳。196）水导轴承应在（b）安装。a．机组盘车前；b.机组盘车后；c．机组盘车同时；d．顶盖安装时。197）推力头套入前，镜板的水平应在推力瓦面不涂润滑油的情况下测量，其水平偏差应在（b）以内。a．0.01mm/m；b．0.02mm/m；c．0.05mm/m；d．0.1mm/m。198）测量机组主轴摆度时，在主轴任意轴号上设百分表（c）。a．能测出最大摆度；b．能测出最大摆度的1/2；293
302c．不一定能测出最大摆度；d．不一定能测出最大摆度的1/2。199）轴线测量正确的条件之一就是：X、Y方向上相隔90°角的两只百分表对应方向的（d）相同。a．振动值；b．波动值；c．百分表读数；d．摆度值。200）发电机转子吊入时水平找正以（b）为准，要求两法兰相对水平偏差在0.02～0.03mm/m内。a．发电机定子；b．水轮机主轴法兰；c．空气间隙；d．发电机推力轴承。201）机组导轴承间隙调整时，其中心应是机组的旋转中心，须根据（a）间隙、盘车摆度及主轴位置进行。a．设计；b．计算；c．测量；d．空气。202）立式水轮发电机组磁极挂装时以主轴法兰为基准，该基准为（b）。a．原始基准；b．工艺基准；c．校核基准；d．其它基准。203）水轮机接力器关闭时间整定的目的是满足（c）的要求a．正常停机；b．事故停机；c．调保计算；d．机组不飞逸。204）发电机的阻力矩与机组转向与水轮机动力矩的方向（b）。a．相同；b．相反；c．无关；d．垂直。205）离心水泵的安装高度主要受（b）控制，否则将抽不上水或出水量小a．扬程；b．真空度；c．电动机功率；d．水泵效率。206）设备安装应在基础混凝土强度达到设计值的（b）%后进行。a．30；b．70；c．50；d．75。207）两个以上吊点使用吊环起吊时，两根钢丝绳间夹角不宜超过（c），以防吊环受过大的水平力造成弯曲，甚至断裂。a．30°；b．45°；c60°；d．90°。208）转轮裂纹检查方法有：（d）。a着色探伤；b磁粉探伤；c超声波探伤；d以上方法均正确。294
303209）机组检修时检测止漏环的圆度要求：各半径与平均半径之差，不得大于止漏环设计间隙的（c）。a．±5%；b．±8%；c．±10%；d．±12%。210）在转轮吊入机坑之前，必须在基础环上放上四组楔子板，调整楔子板高程，使得主轴转轮吊放在上面后，主轴上法兰顶面的高程比设计高程低（c）mm。a．10-15；b．8-10；c．15-20；d．20-25。211）不带弹性盘根的导叶，转轮直径为6-8m,其接力器的压紧行程必须在（c）mm。a．3-6；b．5-7；c．6-9；d．7-12。212）对机组检修导叶开度的测量说法不正确的是（d）。a．在修前修后都要对导叶开度进行测量；b．在一般性大修中要测量25%、50%、75%、100%四个位置互成90º的四个导叶的开度;c．扩大性大修时则要测量50%、100%时的全部导叶开度；d．测量在导叶立面的上、中、下三个方向进行。213）机组最大开度偏差必须小于平均值的（d）。a．8%；b．5%；c．2%；d．3%。214）导叶上下端面间隙总和的偏差值，最大不得大于设计最大间隙，最小不得小于设计最小间隙的（c）。a．90%；b．80%；c．70%；d．60%。215）导叶在用钢丝绳捆绑的情况下，要求关闭严密，立面用0.05mm的塞尺检查不能通过，高度为0.6m不带盘根的导叶立面允许最大局部间隙为（c）mm。a．0.05；b．0.08；c．0.10；d．0.15。1.4综合应用题1）水轮机的工作参数是什么，有哪些基本参数。答：水轮机的工作参数是表征水流通过水轮机时水流能量转换为转轮机械能过程295
304中的一些特性的数据。水轮机的基本工作参数主要有水头H、流量Q、出力P、效率、转速n。2）水轮机基本类型有哪些？答：基本类型有：反击式和冲击式。反击式水轮机包括：：混流式水轮机，轴流式水轮机（定桨，转桨），斜流式水轮机，和贯流式水轮机（全贯流式，半贯流式）。冲击式水轮机包括：水斗式水轮机，斜击式水轮机，和双击式水轮机。3）我国水轮机型号主要由哪三部分组成？答：对反击式机组：第一部分：水轮机型式+转轮型号（比转数），第二部分：主轴布置型式+水轮机室特征，第三部分：转轮标称直径（cm）。4）水电站厂房内的供水系统有哪三部分？答：包括技术供水、生活供水、消防供水。技术供水包括冷却及润滑用水，如发电机的空气冷却器、机组导轴承和推力轴承的油冷却器、水润滑导轴承、空气压缩机气缸冷却器、变压器的冷却设备等。5）基础环的作用是什么？答：在机组安装时，放座环，成为座环的基础，在机组安装和检修时，用来放置转轮。6）底环的作用是什么？答：与顶盖一起形成流道；安装导叶下轴承。7）水轮机顶盖的作用是什么？答：形成流道并承受相应的压力；固定和支撑活动导叶及其连杆机构：支持水导轴承；支撑并组成机组的密封，包括主轴密封，检修密封，上迷宫环。8）水轮机主轴密封的作用是什么？答：有效地阻挡漏水从大轴与固定部件之间上溢，防止导轴承和顶盖被淹，保持机组的正常运行。9）机组盘车目的是什么?答：通过盘车，可了解机组轴线各特征部位的摆度现状，掌握机组轴线具体倾斜和曲折数据，从而判定轴线质量是否合格，为轴线处理和调整提供依据。此外，通过与上次机组大修后盘车结果比较，还可发现轴线变化情况，给分析轴线恶化的原因提296
305供线索。10）轴流转桨式水轮机性能的一般特点是什么?答：其特点是：在工作水头和出力相同的条件下，其转速约为混流式水轮机的两倍；当工作水头和出力变化大时，其效率变化不大，平均效率比混流式水轮机高；适用低水头、大流量或工作水头与机组负荷变化均较大的水电站；结构比混流式水轮机复杂，成本高；转轮汽蚀往往比混流式水轮机严重。11）什么是轴流式水轮机，有几种类型，其结构和高效率区有何不同。答：水流在导叶与转轮之间由径向流动转变为轴向流动，而在转轮区内水流保持轴向流动，轴流式水轮机的应用水头约为3～80m。轴流式水轮机在中低水头、大流量水电站中得到了广泛应用。根据其转轮叶片在运行中能否转动，又可分为轴流定桨式和轴流转桨式水轮机两种。轴流定桨式水轮机的转轮叶片是固定不动的，因而结构简单、造价较低，但它在偏离设计工况运行时效率会急剧下降，因此，这种水轮机一般用于水头较低、出力较小以及水头变化幅度较小的水电站。轴流转桨式水轮机的转轮叶片可以根据运行工况的改变而转动，从而扩大了高效率区的范围，提高了运行的稳定性。但是，这种水轮机需要有一个操作叶片转动的机构，因而结构较复杂，造价较高，一般用于水头、出力均有较大变化幅度的大中型水电站。12）请完成如下表格。水轮机类型及应用水头范围类型型式适应水头范围（m）混流式20～700混流式混流（）式80～600轴流（）式3～80轴流式轴流（）式3～50反击式斜流式40～200斜流式斜流可逆式40～120贯流（）式贯流式1～25贯流（）式答：水轮机类型及应用水头范围类型型式适应水头范围（m）297
306混流式20～700混流式混流（可逆）式80～600轴流（转桨）式3～80轴流式轴流（定桨）式3～50反击式斜流式40～200斜流式斜流可逆式40～120贯流（转桨）式贯流式1～25贯流（定桨）式13）水轮机效率试验时在某导叶开度测得下列数据：蜗壳进口压力表读数2.26公2斤/厘米，压力表中心高程88.7米，压力表所在处钢管直径D=3.35，电站下游水位84.9米，流量Q=33米/秒，发电机功率Ng=7410千瓦。今取发电机效率ηg=0.966，试求机组效率ηu与水轮机效率。水电站和水轮机的水头示意图提示：蜗壳进口处取为Ⅰ-Ⅰ断面，尾水管出口Ⅱ-Ⅱ断面。22PVPVⅠⅠⅠⅡⅡⅡHEEZZⅠⅡⅠ2gⅡ2g式中E——单位重量水体的能量，m；Z——相对某一基准的位置高度，m；2P——相对压力，N/m或Pa；V——断面平均流速，m/s；——断面动能不均匀系数；——水的重度，其值为9810N/m3；g——重力加速度，9.81m/s2。式中，取α1和αп=1，尾水管出口水位和下游水位近似相等。答：Z1=88.7米，p1/γ=22.6米，298
3072V1/2g=Q×Q/[2g/（πD/4）]=33×33/{2×9.81×（3.14×3.35×3.35/4）}=0.714米，Zп=84.9米，H=27.1米，ηu=Ng/（9.81QH）=7410/（9.81×33×27.1=0.845，η=ηu/ηu=0.845/0.966=0.875答，机组效率与水轮机效率分别为84.5%和87.5%。14）水电厂为什么要进行水利机组稳定性试验？答：为了下述目的：探讨水利机组的振动特点；分析水轮发电机组的振动规律，鉴定机组各种工况下稳定性性能及其达到的水平；检验机组设计、制造、安装、检修的质量；分析各种工况下不平衡惯性力、磁力、水力作用对机组稳定性的影响及其他不利于机组稳定运行的因素；为水电厂机组稳定运行分析和管理提供测试数据和可靠的资料；所以，水电厂必须进行水利机组稳定性试验。15）水利机组在哪些情况下需要进行相对效率试验？答：水利机组在下列情况下需要进行相对效率试验：对不同型号的水轮机效率特性的相对比较；同型号水轮机由于装置条件的不同对效率特性的影响；评价水轮机叶片改型后的效果；评价水轮机过流部件改变后对水轮机效率的影响；测定由于泥沙磨损、汽蚀引起水轮机效率的相对变化；测定水力机组大修前后相对效率的变化值；对于转桨式水轮机，可以验证制造厂家提供的协联关系并求取真机的最优协联关系。16）某一水头的相对效率试验完成后，需要整理出哪些关系曲线？答：相对效率试验完成后，需要整理出的关系曲线有：相对效率—水轮机功率的关系曲线；导叶开度—水轮机功率的关系曲线；压差开方—接力器行程的关系曲线；轮叶行程—接力器行程的关系曲线；以及各水头下最优协联曲线。17）什么是最大水头？答：最大水头是允许水轮机运行的最大净水头。它对水轮机结构的强度设计有决299
308定性的影响。18）什么是最小水头？答：最小水头是保证水轮机安全、稳定运行的最小净水头。19）什么是设计水头？答：设计水头是水轮机发出额定出力时所需要的最小净水头。20）请完成如下表格。水轮机型号的代表符号主轴布置型式及水轮机型式代表符号代表符号引水室特征混流式（）立轴（）轴流转桨式ZZ卧轴（）轴流定桨式（）金属蜗壳J斜流式XL混凝土蜗壳H贯流转桨式GZ明槽式M贯流定桨式GD罐式G斜击式XJ轴伸式Z答：主轴布置型式及水轮机型式代表符号代表符号引水室特征混流式（HL）立轴（L）轴流转桨式ZZ卧轴（W）轴流定桨式（ZD）金属蜗壳J斜流式XL混凝土蜗壳H贯流转桨式（GZ）明槽式M贯流定桨式GD罐式G斜击式XJ轴伸式Z21）水轮机的牌号由三部分组成，第一部分是水轮机类型和转轮型号，第二部分是主轴布置方式和引水室特征，第三部分为转轮直径，试写出你厂水轮机牌号。答：略。22）已知水轮机的基本方程为：300
309H(VrVr)su11u22g试通过速度三角形的关系，推出如下形式：222222VVUUWW121212Hs2g2g2g说明右边各项的含义。答：式中第一项为水流作用在转轮上的动能水头，第二、三项为势能水头，分别用于克服水流因旋转产生的离心力和加速转轮中水流的相对运动。23）什么是水轮机的效率，它由哪三部分损失构成组成，并简要说明其形成。答：水轮机的效率：水轮机将水流的输入功率转变为旋转轴的输出机械功率，在这个能量转换过程中存在各种损失，其中包括水力损失、漏水容积损失和摩擦机械损失等。因而使得水轮机的输出功率总是小于水流的输入功率，水轮机输出功率与水流输入功率之比称为水轮机效率，常用表示。因而水轮机总效率是由水力效率、容积效率和机械效率组成的，现分述如下：1、水轮机的水力损失水流经过水轮机的蜗壳、导水机构、转轮及尾水管等过流部件时会产生摩擦、撞击、涡流、脱流等水头损失，统称为水力损失。这种损失与流速的大小、过流部件的形状及其表面的粗糙度有关。2、水轮机的容积损失在水轮机的运行过程中有一小部分流量从水轮机的固定部件与旋转部件之间的间隙（如混流式水轮机的上、下止漏环之间；轴流式水轮机叶片与转轮室之间）中漏出，这部分流量没有对转轮作功，所以称为容积损失。3、水轮机的机械损失及机械效率在扣除水力损失与容积损失后，水轮机还得消耗一部分能量在各种机械损失上，如轴承及密封处的摩擦损失、转轮外表面与周围水之间的摩擦损失等，这部分损失就是机械损失。24）什么是水轮机的最优工况，实现水轮机最优工况时，其进口和出口水流有何特征？301
310水轮机的效率最高工况称为水轮机的最优工况。答：实现水轮机最优工况时，要实现进口水流无撞击和最优水流出口条件。进口水流无撞击是指在某一工况下，在转轮进口速度三角形里，水流相对速度W1的方向角1与转轮叶片的进口角e1相同，即1=e1，则水流平顺地进入转轮而不发生撞击和脱流现象，叶片进口水力损失最小，从而也就提高了水轮机的水力效率。最优水流出口条件是指法向出口和略带正环量的水流出口。法向出口是指在某一工况下，在转轮出口速度三角形里，水流绝对速度V2的方向90，即V角22垂直于U2时，水流离开转轮后没有旋转并沿尾水管流出，不产生涡流现象，从而提高了水轮机的水力效率，此工况称为法向出口工况。稍小于90，水流在出口略带正向（即与转轮旋转方向相同）圆实践证明，当2周分量时，可使水流紧贴尾水管管壁而避免产生脱流现象，反而会使水轮机效率略有提高。25）为什么反击式水轮机不宜在偏离设计低水头和偏离设计低出力下运行?答：（1）反击式水轮机在偏离设计低水头和低出力下运行时，可能产生以下危害：a）由于较大地偏离设计工况，因而在转轮叶片入口处产生撞击损失以及在出口处水流激烈旋转，不仅大大地降低水轮机的效率，而且会增加水轮机的振动和摆度，使汽蚀情况恶化。水轮机工况偏离设计工况越远，这种不良现象就越严重。b）由于水头低，水轮机的出力达不到额定值，同时在输出同一出力时，水轮机的引用流量要增加。c）水头低就意味着水位过低，有可能出现有压水流变为无压水流，容易造成水流带气，甚至形成气团，使过水压力系统不能稳定运行，特别是在甩负荷的过渡过程中，容易造成引水建筑物和整个水电站发生振动。d）可能卷起水库底部的淤积泥沙，增加引水系统和水轮机的磨损。（2）水轮机在低出力下运行时，机组的效率（包括水轮机和发电机的效率）会明显下降，发出同样的出力，水轮机的引用水量增加。为了减轻水轮机的汽蚀、振动、噪声、泥沙磨损和提高机组效率，反击式水轮机都规定了最小出力限制。混流式为额定出力的50%。转桨式由于其桨叶角度可以随负302
311荷改变，大大改善了工作性能，其最小出力限制为水轮机刚进入协联工况时的出力；定桨式水轮机最好在额定出力附近运行。26）简述单位参数的意义。答：水轮机单位参数可以表示出相似水轮机的特性，是几何相似水轮机保持相似工况的一种判别准则。同系列水轮机在相似工况下，单位参数值是相等，而当工况改变时，其值也要随之改变为另一个新的常数。在水轮机型谱中，常用水轮机模型试验时效率最高的最优工况点的单位参数值，代表该系列（或型号）水轮机的工作性能，并称为最优单位参数，分别以n,Q,P110110110表示。单位参数反应同系列水轮机的某种特性。如单位流量反映同系列水轮机的过流能力。在模型中整理试验成果时，或在初步设计时，都可用单位参数进行换算或初步简便计算。如可利用单位参数确定原型水轮机的主要参数（水轮机的直径D、转速n和1流量Q等）。27）简述比转速的物理意义。答：比转速是水轮机的一个相似数；比转速也反映了机组转速的大小；比转速的公式也表明了在一定水头下，水轮机的出力和过流能力的大小；比转速也反映了动能经济技术的指标，比转速越大，机组转速增加，机组尺寸减小，减轻机组重量和降低水电站的投资。28）简述水轮机的模型试验的意义答：按相似理论，模型水轮机的工作完全能反映任何尺寸的原型水轮机。模型水轮机的运转规模比真机运转规模小的多，费用小，试验方便，可以根据需要随意变动工况。能在较短的时间内测出模型水轮机的全面特性。将模型试验所得到的工况参数组成单位转速n和单位流量Q后，并分别以它们作为纵坐标及横坐标，按效率相等1111工况点连线所得到的曲线图称为综合特性曲线。此综合特性曲线不仅表示了模型水轮机的工作性能，同样地反映了与该模型水轮机几何相似的所有不同尺寸，工作在不同水头下的同类型真实水轮机的工作特性。水轮机制造厂可从通过模型试验来检验原型水力设计计算的结果，优选出性能良好的水轮机，为制造原型水轮机提供依据，向用户提供水轮机的保证参数。水电设计部门可根据模型试验资料，针对所设计的电厂的原始参数，合理地进行选型设计，并303
312运用相似定律利用模型试验所得出的综合特性曲线，绘出水电站的运转特性曲线。为运行部门提供发电依据，水电厂运行部门可根据模型水轮机试验资料，分析水轮机设备的运行特性，合理地拟定水电厂机组的运行方式，提高水电厂运行的经济性和可靠性。当运行中水轮机发生事故时，也可以根据模型的特性分析可能产生事故的原因。29）空化和空蚀的存在对水轮机运行极为不利，其影响主要表现在哪几方面？答：空化和空蚀的存在对水轮机运行极为不利，其影响主要表现在以下几方面：破坏水轮机的过流部件，如导叶、转轮、转轮室、上下止漏环及尾水管等。降低水轮机的出力和效率，因为空化和空蚀会破坏水流的正常运行规律和能量转换规律，并会增加水流的漏损和水力损失。空化和空蚀严重时，可能使机组产生强烈的振动、噪音及负荷波动，导致机组不能安全稳定运行。缩短了机组的检修周期，增加了机组检修的复杂性。空化和空蚀检修不仅耗用大量钢材，而且延长工期，影响电力生产。30）简述水轮机空化、空蚀的基本类型类型答：根据空化和空蚀发生的条件和部位的不同，一般可分为以下四种：（1）翼型空化和空蚀。翼型空化和空蚀是由于水流绕流叶片引起压力降低而产生的。叶片背面的压力往往为负压。当背面低压区的压力降低到环境汽化压力以下时，便发生空化和空蚀。这种空化和空蚀与叶片翼型断面的几何形状密切相关，所以称为翼型空化和空蚀。翼型空化和空蚀是反击式水轮机主要的空化和空蚀形态。翼型空化和空蚀与运行工况有关，当水轮（2）间隙空化和空蚀。间隙空化和空蚀是当水流通过狭小通道或间隙时引起局部流速升高，压力降低到一定程度时所发生的一种空化和空蚀形态。间隙空化和空蚀主要发生混流式水轮机转轮上、下迷宫环间隙处，轴流转桨式水轮机叶片外缘与转轮室的间隙处，叶片根部与轮毂间隙处，以及导水叶端面间隙处。（3）局部空化和空蚀。局部空化和空蚀主要是由于铸造和加工缺陷形成表面不平整、砂眼、气孔等所引起的局部流态突然变化而造成的。例如，转桨式水轮机的局部空化和空蚀一般发生在转轮室连接的不光滑台阶处或局部凹坑处的后方；其局部空化和空蚀还可能发生在叶片固定螺钉及密封螺钉处，这是因螺钉的凹入或突出造成的。混流式水轮机转轮上冠泄水孔后的空化和空蚀破坏，也是一种局部空化和空蚀。（4）空腔空化和空蚀。空腔空化和空蚀是反击式水轮机所特有一种漩涡空化，尤304
313其以反击式水轮机最为突出。当反击式水轮机在一般工况运行时，转轮出口总具有一定的圆周分速度，使水流在尾水管产生旋转，形成真空涡带。当涡带中心出现的负压小于汽化压力时，水流会产生空化现象，而旋转的涡带一般周期性地与尾水管壁相碰，引起尾水管壁产生空化和空蚀，称为空腔空化和空蚀。总上所述，混流式水轮机的空化和空蚀主要是翼型空化和空蚀，而间隙空化和空蚀和局部空化和空蚀仅仅是次要的；而转桨式水轮机是以间隙空化和空蚀为主；对于冲击式水轮机的空化和空蚀主要发生在喷嘴和喷针处，而在水头的分水刃处由于承受高速水流而常常有空蚀发生。在上述四种空化和空蚀中，间隙空化和空蚀、局部空化和空蚀一般只产生在局部较小的范围内，翼型空化和空蚀则是最为普遍和严重的空化和空蚀现象，而空腔空化和空蚀对某些水电站可能比较严重，以致影响水轮机的稳定运行31）根据个人工作经验，谈谈运行中减轻水轮机汽蚀破坏的措施。答：减轻水轮机汽蚀破坏的措施有：（1）合理拟定电站的运行方式，避开可以产生严重汽蚀的运行工况区域。一般讲，水轮机在低水头低出力下运行最容易产生汽蚀，有的水轮机在某一区域出现汽蚀，可从水压表、真空表摆动的情况及尾水管内部的撞击爆炸声、顶盖内部水流炒豆似的杂音等现象摸索出规律，然后尽量避免长期在这中不利工况下运行。（2）采用补气装置，向尾水管内送入空气，以破坏尾水管中高真空的水流涡带。（3）在通常工况下，偏离设计工况越大，汽蚀破坏的可能性就越大。所以应以运转特性曲线为准尽量在最优工况区运行。（4）对转桨式水轮机要按协联关系运行，最好是电厂实际的相对效率试验，求得最佳的协联关系。（5）运行中不得大于给定的允许吸出高度HS值。32）根据个人的实际观测和经验，谈谈水轮机抗空化的措施答：水轮机抗空化的措施应着力于以下几个方面：a、改善水轮机的水力设计翼型的空化和空蚀是水轮机空化和空蚀的主要类型之一，而翼型的空化和空蚀与很多因素有关，诸如翼型本身的参数、组成转轮翼栅的参数以及水轮机的运行工况等305
314等。实践证明，叶型设计得比较合理时，可避免或减轻空化和空蚀。为了减小间隙空化的有害影响，尽可能采用小而均匀的间隙。近年来的试验研究表明，改进尾水管及转轮上冠的设计能有效减轻空腔空化，提高运行稳定性。主要改进方面为加长尾水管的直锥管部分和加大扩散角，因为这样有利于提高转轮下部锥管上方的压力，以削弱涡带的形成，此外，加长转轮的泄水锥，它对于控制转轮下部尾水管进口的流速也起到重要作用，并显著地影响涡带在尾水管内的形成以及压力脉动。所以，改进泄水锥能有效地控制尾水管的空腔空化。在水轮机选型设计时，要合理确定水轮机的吸出高度H，水轮机的比转速N，SS空化系数。比转速越高，空化系数越大，要求转轮埋置越深，选型经验表明，这三个参数应最优配合选择。对于在多泥砂水流中工作的水轮机，选择较低比转速的转轮、较大的水轮机直径和降低H值将有利于减轻空蚀和磨损的联合作用。Sb、提高加工工艺水平，采用抗蚀材料加工工艺水平直接影响着水轮机的空化和空蚀性能，性能优良的转轮必须依靠加工质量来保证，我国水轮机空化和空蚀破坏严重的重要原因之一，就是加工制造质量较差，普遍存在头部型线不良（常为方头）、叶片开口相差较大、出口边厚度不匀、局部鼓包、波浪度大等制造质量问题，因此局部空化和空蚀破坏较严重。另外，转轮叶片铸造与加工后的型线，应尽量能与设计模型图一致，保证原型与模型水轮机相似。提高转轮抗蚀性能的另一有效措施是采用优良抗蚀材料或增加材料的抗蚀性和过流表面采用保护层。抗蚀材料应具有韧性强、硬度高、抗拉力强、疲劳极限高、应变硬化好、晶格细、好的可焊性等综合性能。目前从冶金和金属材料情况看，只有不锈钢和铝铁青铜近似地兼有这些特性。所以，目前倾向于采用以镍铬为基础的各类高强度合金不锈钢，并采用不锈钢整铸或铸焊结构，或以普通碳钢或低合金钢为母材，堆焊或喷焊镍铬不锈钢作表面保护层，后者方案比较经济。c、改善运行条件并采用适当的运行措施水轮机的空化和空蚀与水轮机的运行条件有着密切的关系，而人们在翼型设计时，只能保证在设计工况附近不发生严重空化，在这种情况下，一般而言，不会发生严重的空蚀现象。但在偏离设计工况较多时，翼型的绕流条件、转轮的出流条件等将发生较大的改变，并在不同程度上加剧翼型空化和空腔空化。因此，合理拟定水电厂的运行方式，要尽量保持机组在最优工况区运行，以避免发生空化和空蚀。对于空化严重的运行工况区域应尽量避开，以保证水轮机的稳定运行。306
315在非设计工况下运行时，可采用在转轮下部补气的方法，对破坏空腔空化空蚀，减轻空化空蚀振动有一定作用。目前中小型机组常采用自然补气和强制补气两种方法。33）空蚀和泥沙磨损主要有哪些特征？答：空蚀的主要特征：a空失去的金属表面呈海绵状的针孔，表面呈灰暗无光泽蜂窝及透空。b金属疏松脱落。若表面覆盖有抗蚀材料，空蚀会绕过表面抗蚀覆盖层，而在底层母材上深入发展。c空蚀一般只在叶片背面发生。泥沙磨损的主要特征：a过流部件呈现与水流方向一致的刮痕、小磨沟及鱼鳞坑。b磨蚀部位保持金属的光泽和金属密实的金相显微组织。c磨蚀主要发生在叶片的正面，但背面也遭受磨蚀。当空蚀、泥沙磨损作用相当时，破坏部位兼有两者的特征。34）下式是水轮机空化系数的表达式为222WWVk22w2gH2gH试说明它具有哪些性质。答：从水轮机空化系数的表达式可以看出：（1）水轮机空化系数是动力真空的相对值，是一个无因次量；（2）水轮机空化系数值与转轮翼型和工况有关。（3）水轮机空化系数值与尾水管有关，尾水管恢复系数越大，水轮机空化的可能性越大；（4）几何相似的水轮机，在相似工况下，σ值相同；（5）由于影响空化系数的因素比较复杂，直接用理论的计算或直接在叶片上测量空化系数有一定的困难，某前主要通过模型试验间接获得。35）转轮的作用是什么？转轮一般由哪几部分组成？答：转轮是各种型式水轮机将水能转变成机械能的核心部件。转轮也直接决定水轮机过流能力、水力效率、空蚀性能和工况稳定性等工作性能。因此转轮各部分应满307
316足水力设计的型线要求，有足够的强度和刚度，制造的转轮应具备有抗空蚀损坏，耐泥沙磨损的性能。不管什么形状的混流式水轮机，其转轮基本上由上冠、下环、叶片、上下止漏装置，泄水锥和减压装置组成。轴流转桨式水轮机转轮包括：转轮体、桨叶、操作架、转臂、枢轴、枢轴螺栓、桨叶接力器等。36）什么是水轮机的飞逸转速，它与哪些因素有关。答：水轮发电机组在正常情况下，总是以额定转速运行。这时，水轮机的转动力矩和发电机的电磁力矩是平衡的。如果外界负荷突然丢掉，调速机构失灵、导水机构又不能及时关闭时，由于输出的电磁力矩为零，因而输入的水流转动力矩除了少部分消耗于机械损失外，其余大部分就使机组转速急剧增高，并将达某一最大转速，这时的运行工况称为飞逸工况，这时的最大转速称为飞逸转速。混流式与定桨式水轮机的飞逸转速只与导叶开度和水头有关。但对转桨式水轮机，除了前两个因素外，还与转轮桨叶的转角有关。因此，转桨式水轮机的飞逸转速存在两种情况：（1）当导水机构、转轮叶片操作机构同时失灵，且两者的协联机构也遭破坏。桨叶安放角与导叶开度a可能发生任意组合。00（2）当导水机构和转轮叶片操作机构同时失灵，但两者之间的协联关系仍保持。一般说来，在同一水头下，导叶全开时飞逸转速最高。对转桨式水轮机，当导叶开度a及桨角转角的协联关系破坏，并且在导叶全开同时桨叶转角愈小，飞逸转速0愈大。37）水轮机补气装置的作用是什么?常用的有哪几种补气方式?答：混流式水轮机一般在30%～60%额定出力时容易在尾水管内发生水流涡带，引起空腔汽蚀和机组振动。补气装置的作用，就是在机组出现不稳定工况时，补入空气，可增加水的弹性，改善机组的运行条件。同时，由于补气破坏了真空，还能防止机组突然甩负荷导水机构紧急关闭时，由于尾水管内产生负水击，下游尾水反冲所产生的强大冲击力或抬机现象。补气分自然补气和强迫补气两种方式。一般均采用自然补气，只有在水轮机吸出高度Hs的负值较大，尾水管内压力较高，很难用自然补气方式补气时，才采用压缩308
317空气强迫补气方式。常用的补气装置有轴心孔补气装置、尾水十字架补气装置和尾水短管补气装置。38）水轮机的泥沙磨损的基本规律是什么?答：泥沙磨损的基本规律是：①磨损量与沙粒硬度成正比；②磨损量与水流含沙量成正比；③磨损量与沙粒直径成正比；④局部磨损与水流分离频率成正比；⑤磨损量与磨损时间成正比；⑥水轮机常用材料随硬度的提高抗磨性也有所提高；⑦汽蚀加剧磨损。39）轴流转桨式水轮机性能的一般特点是什么?答：其特点是：在工作水头和出力相同的条件下，其转速均为混流式水轮机的两倍；当工作水头和出力变化大时，其效率变化不大，平均效率比混流式水轮机高；适用低水头、大流量或工作水头与机组负荷变化均较大的水电站；结构比混流式水轮机复杂，成本高；转轮汽蚀往往比混流式水轮机严重。40）止漏环有哪几种类型，其作用范围怎样？答：止漏装置的作用是用来减小转动部分与固定部分之间的漏水损失。止漏装置分为固定部分和转动部分，为防止水流向上和向下漏出，水轮机上一般装有上、下两道止漏环。上止漏环固定部分装在顶盖上，其转动部分装在上冠上，下止漏环的固定部分一般装在底环上，转动部分装在转轮的下环上。目前广泛采用的止漏环结构型式有间隙式，迷宫式，梳齿式和阶梯式四种，使用水头H200m，混流式转轮一般都采用间隙式或迷宫式止漏环，它止漏效果差，但其与转轮的同心度高，制造、安装方便，抗磨损性能较好。在含泥沙较多的电站采用间隙式止漏环。在清水电站采用迷宫式止漏环较多，当水从间隙中流过时，由于局部阻力加大，使压力降低，当水流到达沟槽部位时又突然扩大，进入下一个间隙时又突然收缩，这种反复扩大、收缩的结果减低了水流压力，使漏水量大大减少。使用水头H200m的混流式水轮机，常采用梳齿式止漏环，它的转动环和固定环的截面为梳齿状，两个环的截面形成交错配合，当水流经过梳齿时，转了许多直角弯，增加了水流阻力，使漏水量减少。其缺点是止漏环与转轮的同心度不易保证，间309
318隙测量困难，安装不便，它一般与间隙式止漏环配合使用。41）对水轮机的蜗壳有哪些基本要求？答：水轮机对引水室的基本要求如下：（1）尽可能减少水流在引水室中的水力损失以提高水轮机效率；（2）保证水流均匀、轴对称地进入导水机构以提高运行的稳定性；（3）水流在进入导水机构前应具有一定的环量，以保证水轮机在主要的运行工况下水流能以较小的冲角进入固定导叶和活动导叶，减小导水机构的水力损失；（4）具有合理的断面形状和尺寸，以降低厂房投资同时便于电站辅助设备（如导水机构的接力器及其传动机构，水轮机进水阀及其传动机构等）的布置；（5）具有必要的强度及合适的材料，以保证结构上的可靠性和抵抗水流的冲刷。42）简述座环的作用和结构形式。答：水轮机的座环是承受水轮发电机组的重量，蜗壳上部部分混凝土重量以及水压力，并将其传递到电站基础上去的部件。在结构上它要求有足够的强度和刚度。座环的基本结构由上环、下环和固定导叶（支柱）组成，目前常用的结构形式有以下几种。（1）与混凝土蜗壳联结的座环。一种是整体结构座环，即上环、下环和固定导叶，三者是一个整体结构，整体结构座环；第二种是装配式结构，它由支柱与上环组成。在电站，支柱与上环装配后埋入混凝土。（2）与金属蜗壳联结的座环一种是带碟形边的座环，这是一种常用的形式。另一种是不带碟形边的座环。它适合于钢板焊接结构。其特点是上下环为箱形结构，刚度很好，与蜗壳的连结点远离支柱中心，改善了受力情况。在上下环外圆焊有圆形导流板，以改善流动条件。试验表明，不带碟形边的座环其水力性能与带碟形边的没明显差别。43）座环的功用是什么？固定导叶的形状应满足什么要求？答：座环的功用是承受水电机组固定和转动部分的重量，轴向水推力以及蜗壳上310
319部混凝土的重量；以最小的水力损失将水流引入导水机构。固定导叶的骨线应与蜗壳形成的流线重合。一般以骨线为中心线．根据强度要求加厚，即得到固定导叶的翼型。44）金属蜗壳的应用条件、结构类型和一般的受力特点是怎样的？金属蜗壳按其制造方法有焊接，铸焊和铸造三种类型。金属蜗壳的结构类型与水轮机的水头尺寸关系密切。铸焊和铸造蜗壳一般用于直径D3m的高水头混流式水1轮机，尺寸较大的中低水头混流式水轮机一般都应用钢板焊接结构。金属蜗壳的断面采用圆形，为了节约钢材，钢板厚度应根据蜗壳断面受力不同的而异，通常蜗壳进口断面厚度较大，愈接近鼻端则厚度愈小，即使在同一断面上钢板的厚度也不应相同，如接近座环上，下端的钢板较断面中间的厚些，具体数值由强度计算确定。金属蜗壳的受力情况较复杂，除了内水压力所引起的薄壁应力外，还有蜗壳与座环连接处及同一轴截面内不同厚度钢板联接处因刚度不同而引起的局部应力。45）为什么混凝土蜗壳不采用圆形断面，而采用多边形断面？答：应用于低水头的混凝土蜗壳通常采用多边形断面。直线构成的多边形断面所用的模板比圆形断面的简单，而且可以根据需要沿水轮机轴线向下或向上延伸，减小蜗壳的径向尺寸，但仍保持其断面面积及水流流速不小于理想值。46）通过哪些方式可以调节水轮机的流量？答：从水轮机流量调节方程可以看出理论上调节水轮机流量的三种方式。Hsr2Q1r2ctgctg022bA02由水轮机流量调节方程可以看出，流量的调节可通过改变三个量来达到：导水叶的高度b，导叶的出口液流角，以及转轮的液流角。00247）导水机构的作用是什么，它有几种类型？311
320答：水轮机导水机构的作用，按电力系统所需的功率调节水轮机流量，形成和改变进入转轮的水流环量；在正常和事故停机时截断水流（如机组甩负荷时防止产生飞逸。）导水机构可分为下列三种。1．径向式导水机构，液流沿着垂直于转轮轴线的平面流过导叶，在导叶部分的轴面流线是径向的，这种导水机构结构简单，应用最广泛。2．轴向式导水机构，液流沿着与水轮机同心的各个圆柱面流动，轴面流线与水轮机中平行，它用于贯流式水轮机中。3．斜向式导水机构斜向式导水机构[里的液流是沿着与转轮轴同心的圆锥面流过导水机构的，采用这种导水机构可以减少水轮机的径向尺寸。但由于导叶具有空间扭曲的形状使制造工艺复杂。当导水机构全关闭时难于全部切断水流，而且这种导水机构的传动机构也比较复杂，由于这些缺点斜向式导水机构采用得不多，一般在灯泡贯流式及斜流式水轮机中使用。48）为什么调节流量的实质是导叶出口水角，而不是导叶开度？答：导叶出口边处骨线与圆周方向的夹角称为导叶出口角。由于导叶的叶片数d多，叶栅可视为稠密叶栅，水流的出流方向就是导叶出口角，称为导叶出水角。0从流量调节方程式可知，它也是决定流过水轮机流量的一个重要参数。对分别具有三种不同形状的导叶进行试验的结果表明：在开度相同的情况下，若出口角不同，0则过流量各不相同，d大者Q11也大；而在三者出口角d相同的情况下，尽管它们的开度各不相同，但过流量却很接近。由此可见，决定流量变化及转轮前流态的参数不是开度，而是导叶出口角度。对某一固定形状的导叶，开度a0和出口角应是一dd一对应的关系。由于在测量中量a0值比较方便，故在实用中都以开度a0来表示导水机构的工作参数，而且在水轮机的综合特性曲线上也均作出的是等开度ao线。49）立式水轮发电机导轴承有何作用?一个性能良好的导轴承的主要标志是什么?答：立式水轮发电机导轴承的作用是：承受机组转动部分的径向机械不平衡力和电磁不平衡力，使机组轴线在规定数值范围内摆动。312
321一个性能良好的导轴承的主要标志是：（1）能形成足够的工作油膜厚度；（2）瓦温应在允许范围之内，一般在50℃左右；（3）循环油路畅通，冷却效果好；（4）油槽油面和轴瓦间隙满足设计要求；（5）密封结构合理，不甩油；（6）结构简单，便于安装和检修。50）水轮机顶盖上为什么要装真空破坏阀?答：当水轮机需要紧急停机时，导叶迅速关闭截断进入转轮的水流，此时，后面的水流因惯性作用继续由尾水管排出而使顶盖下部空腔有部分真空，这部分真空又迅即被尾水管倒流回来的水流填满，当水流倒流回来时流速很快，这股强大的高速水流产生很大的冲击力，有时会将转轮抬起并造成机件损坏。为解决这一问题，需在顶盖上装设真空破坏阀。当导叶紧急关闭时，顶盖上腔形成的真空，由于顶盖内外空气压差的存在，真空破坏阀阀体被推动向开侧移动，真空破坏阀打开将空气引入顶盖下部，使真空破坏，以防止上述事故的发生。51）尾水管作用是什么？它的类型有几种，各用于什么样的水轮机?答：尾水管是反击式水轮机的重要部件，尾水管性能的好坏，直接影响到水轮机的效率和稳定性，一般水轮机中均选用经过试验和实践证明性能良好的尾水管。反击式水轮机尾水管作用如下：1．将转轮出口处的水流引向下游；2．利用下游水面至转轮出口处的高程差，形成转轮出口处的静力真空；3．利用转轮出口的水流动能，将其转换成为转轮出口处的动力真空。或水轮机的尾水管作用：1．将转轮出口水流引向下游。2．利用转轮高出下游水面的那一段位能。3．回收部分转轮出口动能。313
322直锥形尾水管和弯曲形尾水管。直锥形尾水管一般用于中小型电站（转轮直径D1<0.5～0.8m）。弯曲形尾水管一般用于大、中型电站。52）减轻尾水管振动的措施通常有几种方法？答：当运行机组上出现尾水管偏心涡带引起的振动时，通常可采用以下几个措施来减轻其影响。1．尾水管加导流隔板，因产生偏心涡带的根本原因是转轮出口水流有环量存在。因此用加隔导流板的办法来消除环流，从而消除或减弱偏心涡带常常是有效的。导流板大致有以下几类：一是在尾水管直锥段进口部位加置十字形隔板；二是在直锥段进口管壁加置导流板；三是在弯肘段前后加置导流板。实践证明，加设导流板的办法对改善振动有一定效果，但它有时会对机组的运行产生一些不利的影响：如效率降低，最优工况区改变等。导流板的形状和尺寸的选用针对机组的特性而定，装得不好的导流板容易被冲掉，因此在采用此法时应先做一些试验研究工作。2．尾水管补气为了减少压力脉动和由它引起的尾水管振动，以及为了在混流式水轮机的某些运行工况下，破坏尾水管的真空，常对转轮区进行补气，在大多数情况下，补气对水轮机工作会产生有利的影响，动载荷减小，转轮下面的真空降低。补气方法有两类；一是自然补气，当尾水管的压力低于大气压时可采用这一类，但这种办法补气量常难以控制。二是强迫补气即用压力机或射流泵向尾水管送入空气，这是目前采用较多的一种，当尾水管管壁附近的压力高于大气压时就必须用这一类。它可以根据工况不同补进不同的气量，以保持减振效果和对机组运行效率的影响处于最优状态。补气位置通常是在直锥段。实践证明补气管口深入越多所需补气量越少，效果越显著。补气管口越接近管壁效果越差，补气量越大。试验表明，补气管口太深入中心，超过半径的70%左右则效果提高就不甚显著。为了增加补气管的强度，目前多采用十字架形的补气架结构。53）贯流式水轮机有哪些特点？答：贯流式水轮机有如下特点：314
323（1）过水流道顺治，流场分布均匀，水力效率高，高效率宽。（2）水轮机的单位转速高、单位流量大。（3）水轮机限制工况的功率取决于电站允许的空话装置系数。（4）水轮机设计工况点的单位流量和单位转速值可选范围宽。（5）水轮机安装高程除考虑空化因素外，还要考虑尾水管出口淹没深度的要求。（6）与同容量立式机组相比，贯流式机组尺寸小，机组重量轻；土建工程量小，开挖浅，投资少。54）贯流式机组有哪几种类型？按常规采用的贯流式机组形式，可把贯流式水电站形式划分为半贯流式水电站和全贯流式水电站两类。半贯流式水电站又可分成轴伸贯流式、竖井贯流式和灯泡贯流式水电站三种。轴伸式、竖井式两种一般应用在小型电站上，大、中型水电站一般应采用灯泡贯流式。55）在水轮机的工作特性曲线上，有哪三个重要的特征点？答：在水轮机的工作特性曲线上，有三个重要的特征点。（1）当功率为零时，流量不为零，此处的流量Q称为空载流量，对应的导叶开度称空载开度。这时的流量很小，水流作用于转轮的力矩仅够克服阻力而维持转轮以额定转速旋转，没有输出功率。（2）效率最高点对应的流量为最优流量。（3）功率曲线最高点处的功率，称为极限功率，对应的流量称为极限流量。56）水轮机主要综合特性曲线纵、横坐标是什么？主要有哪些等值线？答：水轮机主要综合特性曲线是指以单位转速n11和单位流量Q11为纵、横坐标而绘制的若干组等值曲线，这些等值线表示出了同系列水轮机的各种主要性能。在图中a常绘出下列等值线：①等效率线；②导叶（或喷针）等开度0线；③等空化系数线；④混流式水轮机的出力限制线；⑤转桨式水轮机转轮叶片等转角线。这种主要综合特性曲线一般由模型试验的方法获得，因此，又称为模型综合特性曲线。不同类型的水轮机，其模型综合特性曲线具有不同的特点，掌握它们的特点，对于正确选择水轮机及分析水轮机的性能是很重要的。315
32457）水轮机的线型特性曲线有哪几种形式，它们分别表示哪些参数的关系？答：水轮机的线型特性曲线可用转速特性曲线、工作特性曲线及水头特性曲线三种不同形式表示。线型特性曲线具有简单、直观等特点，所以常用来比较不同型式水轮机的特性。（1）转速特性曲线转速特性曲线表示水轮机在导水叶开度、叶片转角和水头为某常数时，其他参数与转速之间的关系。（2）工作特性曲线一般说来，水电站的水轮机通常在固定的转速下运转，水头的变化也较缓慢，但机组负荷则是经常变化的。为表示水轮机工作在固定的转速和水头下的特性而绘制的曲线，即为水轮机工作特性曲线。（3）水头特性曲线水头特性曲线表示水轮机在转速、导水叶开度为某常数时，其流量、出力、效率与水头之间的关系。58）5%出力限制线有何作用？混流式水轮机模型综合特性曲线上通常标有5%出力限制线，它是某单位转速下水轮机的出力达到该单位转速下最大出力的95%时各工况点的连线。绘制出力限制线的目的是考虑到水轮机在最大出力下运行时，不可能按正常规律实现功率的调节，而且，在超过95%最大功率运行时，效率随流量的增加而降低，且效率降低的幅度超过流量增加的幅度，因此水轮机的出力反而减小了，从而使调速器对水轮机的调节性能较差。为了避开这些情况，并使水轮机具有一定的出力储备，因此，将水轮机限制在最大出力的95%（有时取97%）范围内运行。59）水轮机振动研究的主要方法有哪些？答：水轮机振动研究的主要方法有：理论方法，数值方法，模型试验和真机试验。60）水轮机为什么会出现抬机现象?运行中如何防止?答：水轮机在甩去负荷时，尾水管内出现真空，形成反水击，以及水轮机进入水泵工况，产生的水泵升力而形成反向水推力，只要反向轴向力大于机组转动部分的总316
325重量，就会使机组转动部分抬起一定的高度，此现象称为抬机。抬机现象在低水头且有长尾水管的轴流式水轮机中常见。预防抬机的措施有：（1）在保证机组甩负荷后其转速上升不超过规定的条件下，可适当延长导叶的关闭时间或导叶采用分段关闭；（2）采取措施减少转轮室的真空度，如向转轮室内补入压缩空气，装设在顶盖上的真空破坏阀要求经常保持动作准确、灵活；（3）装设限制抬机高度的限位装置，当机组出现抬机时，由限位装置使抬机高度限制在允许的范围内，以免设备损坏。61）水轮机运行任务是什么？答：水轮机运行是水电站水轮发电机组运行的一个重要方面，为使机组安全、可靠、稳定地生产电能，必需对参加电能生产的所有动力设备进行定期的检查和日常维护，对水轮机进行的操作、检查和维修是水轮机运行的基本任务。317
326第二章管理基础知识1公共部分基础知识1.1名词解释1）电力技术监督：在电力规划、设计、建设及发电、供电。用电全过程中，以安全和质量为中心，依据国家、行业有关标准、规程，采用有效的测试和管理手段，对电力设备的健康水平及与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，以确保其安全、优质、经济运行。（DL/T1051-2007《电力技术监督导则》2.1条）2）发电企业：从事电能生产及经营管理的企业。（DL/T1051-2007《电力技术监督导则》2.2条）1.2判断题1）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》由中华人民共和国国家发展和改革委员会发布。（√）2）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》是为发电企业技术监督工作而制定。（×）3）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：技术监督工作要贯彻“安全第一、预防为主”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对发电布局规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。（√）4）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定：发电企业技术监督专责人每年12月30日前应组织制定下年度技术监督工作计划，报送产业、区域子公司，同时抄送西安热工院。（×）5）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于集团公司、产业、318
327区域子公司、发电企业（含新、扩建项目）。各产业、区域子公司及所属发电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的技术监督管理标准。（√）6）发电企业发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后48小时内，技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业、区域子公司和西安热工院。（×）7）根据企业的具体情况，制定相关技术监督管理标准、考核细则及相关制度，明确各项技术监督岗位资格标准和职责。（√）8）各发电企业每年1月15日前编制完成上年度技术监督工作总结，报送产业、区域子公司，同时抄送西安热工院。（×）9）被评价的发电企业按得分率高低分为四个级别，即：良好、符合、基本符合、不符合（×）10）各发电企业应按照本办法和《华能电厂安全生产管理体系要求》规定，编制本企业各专业技术监督管理标准。（√）11）集团公司、产业、区域子公司及所属发电企业应按照《电力工业技术监督管理规定》、DL/T1051、行业和集团公司技术监督标准开展技术监督工作，履行相应的技术监督职责。（√）12）集团公司技术监督工作实行三级管理。第一级为厂级，第二级为生技部（策划部），第三级为班组。（×）13）技术监督专责人应建立本专业监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管。（√）14）发电企业技术监督专责人应按照各专业监督标准规定的季报格式和要求，组织编写上季度技术监督季报，每季度首月5日前报送产业、区域子公司和西安热工院。（√）1.3选择题1）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》由中华人民共和国国家发展和改革委员会于2007年7月20日发布，自（b）实施。319
328a.2007年7月20日；b.2007年12月1日；c.发布之日。2）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》由中国华能集团公司于2015年5月1日发布，自（c）实施。［a.2015年12月1日；b.2016年1月1日；c.2015年5月1日。3）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定了中国华能集团公司（以下简称“集团公司”）电力技术监督（以下简称“技术监督”）管理工作的（a）。a.机构职责、监督范围和管理要求；b.组织机构、监督范围和工作要求。4）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》适用于（a）的技术监督管理工作。a.集团公司及所属产业、区域子公司和发电企业；b.集团公司所属电力企业。5）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通；通过（b），提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。a.有效的手段，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题；b.采用有效的测试和管理手段，对发电设备的健康水平及与安全、质量、经济、环保运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题。6）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督工作要贯彻“（c）”的方针，按照“超前预控、闭环管理”的原则，建立以质量为中心，以相关的法律法规、标准、规程为依据，以计量、检验、试验、监测为手段的技术监督管理体系，对发电布局规划、建设和生产实施全过程技术监督管理。a.安全、经济、环保；b.安全第一、预防为主、综合治理；c.安全第一、预防为主。320
3297）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，本办法适用于集团公司、产业、区域子公司、发电企业（含新、扩建项目）。各产业、区域子公司及所属发电企业，应根据本办法，结合各自的实际情况，制订相应的（b）。a.技术管理规定；b.技术监督管理标准。8）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，集团公司技术监督工作实行三级管理。（b）。集团公司委托西安热工院有限公司（以下简称“西安热工院”）对集团公司系统技术监督工作开展情况进行监督管理，并提供技术监督管理技术支持服务。a.第一级为厂级，第二级为生技部（策划部），第三级为班组；b.第一级为集团公司，第二级为产业、区域子公司，第三级为发电企业；c.第一级为产业公司，第二级为区域子公司，第三级为发电企业。9）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，各发电企业是设备的（c），对技术监督工作负直接责任。a.管理者和监督者；b.维护者和监督管理者；c.直接管理者，也是实施技术监督的执行者，对技术监督工作负直接责任。10）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责人，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督（a）等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。a.工作计划、报表、总结；b.速报、季报、总结；c.各种报表。11）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，建立健全企业技术监督工作网络，落实各级技术监督岗位责任制，确保技术监督专责人员（b）。321
330a.实名上岗；b.持证上岗。12）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，对于技术监督服务合同履约情况，接受（a）和发电企业的监督检查。a.集团公司、产业、区域子公司；b.上级安监部门。13）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业要严格按技术标准、规程、规定和反措开展监督工作。当国家标准和制造厂标准存在差异时，按高标准执行；由于设备具体情况而不能执行技术标准、规程、规定和反措时，应（b），由发电企业技术监督负责人批准，并报上级技术监督管理部门。a.放弃监督；b.进行认真分析、讨论并制定相应的监督措施。14）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业要积极利用机组检修机会开展技术监督工作。在修前应广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案，在检修中组织实施。在检修后要对技术监督工作项目（a），对监督设备的状况给予正确评估，并总结检修中的经验教训。a.做专项总结；b.做专项检查。15）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督工作实行动态检查评价制度。技术监督评价依据本办法及相关火电、水电、风电监督标准，评价内容包括（c）。a.监督机构、挡案管理、监督过程；b.监督管理标准、监督技术标准、挡案资料管理；c.技术监督管理与监督过程实施情况。16）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，被评价的发322
331电企业按得分率高低分为四个级别，即：（a）。a.优秀、良好、合格、不符合；b.良好、符合、基本符合、不符合；c.优秀、良好、基本符合、不符合。17）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督评价包括：（c）。a.班组自我评价、监督专责人评价、厂级评价；b.班组自我评价、厂级评价、产业、区域子公司评价；c.集团公司技术监督评价，属地电力技术监督服务单位技术监督评价，发电企业技术监督自我评价。18）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，集团公司定期组织西安热工院和公司系统内部专家，对发电企业开展动态检查评价，评价工作按照各专业技术监督标准执行，分为（b）。a.厂级评价和第三方评价；b.现场评价和定期评价；c.集团公司评价和专家组评价。19）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，技术监督服务单位应对所服务的发电企业每年开展1～2次技术监督动态检查评价。评价工作按照（a）的规定执行，检查后三周内应应参照附录C编制完成评价报告，并将评价报告电子版和书面版报送产业、区域子公司及发电企业。a.各专业技术监督标准；b.附录D3（规范性附录）中国华能集团公司水力发电企业技术监督动态检查考核表。20）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》规定，发电企业收到评价报告后两周内，组织有关人员会同（b），在两周内完成整改计划的制定，经产业、区域子公司生产部门审核批准后，将整改计划书报送集团公司，同时抄送西安热323
332工院、技术监督服务单位。电厂应按照整改计划落实整改工作，并将整改实施情况及时在技术监督季报中总结上报。a.设备厂家或技术服务单位；b.西安热工院或技术监督服务单位。1.4问答题1）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，中国华能集团公司技术监督管理的目的是什么?答：技术监督管理的目的是通过建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理体系，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保集团公司有关技术监督管理指令畅通；通过采用有效的测试和管理手段，对发电设备的健康水平及与安全、质量、经济、环保运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，及时发现问题，采取相应措施尽快解决问题，提高发电设备的安全可靠性，最终保证集团公司发电设备及相关电网安全、可靠、经济、环保运行。2）按照Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》的规定，发电企业如何建立技术监督管理机构?答：应成立以主管生产（基建）的领导或总工程师为组长的技术监督领导小组，建立完善的技术监督网络，设置各专业技术监督专责人，负责日常技术监督工作的开展，包括本企业技术监督工作计划、报表、总结等的收集上报、信息的传递、协调各方关系等。已投产发电企业技术监督工作由生产管理部门归口管理，新建项目的技术监督工作由工程管理部门归口管理。3）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》规定的发电企业技术监督主要职责有几条?答：共14条。4）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，各专业技术监督管理标准的编制依据有哪些?答：各专业技术监督管理标准的编制依据是：Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技324
333术监督管理办法》和Q/HN-1-0000.08.049-2015《华能电厂安全生产管理体系要求》。5）如何确定监督标准的符合性?答：（1）国家、行业的有关技术监督法规、标准、规程及反事故措施，以及集团公司相关制度和技术标准，是做好技术监督工作的重要依据，各产业、区域子公司、发电企业应对发电技术监督用标准等资料收集齐全，并保持最新有效。（2）发电企业应建立、健全各专业技术监督工作制度、标准、规程，制定规范的检验、试验或监测方法，使监督工作有法可依，有标准对照。（3）各技术监督专责人应根据新颁布的国家、行业标准、规程及上级主管单位的有关规定和受监设备的异动情况，对受监设备的运行规程、检修维护规程、作业指导书等技术文件中监督标准的有效性、准确性进行评估，对不符合项进行修订，履行审批流程后发布实施。6）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，如何确认仪器仪表有效性?答：（1）发电企业应配备必需的技术监督、检验和计量设备、仪表，建立相应的试验室和计量标准室。（2）发电企业应编制监督用仪器仪表使用、操作、维护规程，规范仪器仪表管理。（3）发电企业应建立监督用仪器仪表设备台账，根据检验、使用及更新情况进行补充完善。（4）发电企业应根据检定周期和项目，制定仪器仪表年度检验计划，按规定进行检验、送检和量值传递，对检验合格的可继续使用，对检验不合格的送修或报废处理，保证仪器仪表有效性。7）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督专责人如何确保技术监督原始档案和技术资料的完整性和连续性?答：（1）应按照集团公司各专业技术监督标准规定的技术监督资料目录和格式要求，建立健全技术监督各项台账、档案、规程、制度和技术资料；（2）技术监督专责人应建立本专业监督档案资料目录清册，根据监督组织机构的设置和设备的实际情况，明确档案资料的分级存放地点，并指定专人整理保管。8）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，发电企业技术监督年度计划的制定依据至少应包括那几方面?325
334答：a)国家、行业、地方有关电力生产方面的政策、法规、标准、规程和反措要求；b)集团公司、产业、区域子公司和发电企业技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；c)集团公司、产业、区域子公司和发电企业技术监督工作规划与年度生产目标；d)技术监督体系健全和完善化；e)人员培训和监督用仪器设备配备与更新；f)主、辅设备目前的运行状态；g)技术监督动态检查、预警、月（季）报提出问题的整改；h)收集的其它有关发电设备设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造等方面的动态信息。9）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，发电企业年度监督工作计划主要包括那些内容?答：a)技术监督组织机构和网络完善；b)监督管理标准、技术标准规范制定、修订计划；c)人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）；d)技术监督例行工作计划；e)检修期间应开展的技术监督项目计划；f)监督用仪器仪表检定计划；g)技术监督自我评价、动态检查和复查评估计划；h)技术监督预警、动态检查等监督问题整改计划；i)技术监督定期工作会议计划。10）Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》对被监督设备（设施）的技术监督要求有那些?答：a)应有技术规范、技术指标和检测周期；b)应有相应的检测手段和诊断方法；c)应有全过程的监督数据记录；326
335d)应实现数据、报告、资料等的计算机记录；e)应有记录信息的反馈机制和报告的审核、审批制度。11）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，发电企业发生那些异常或事件时，应在事件后24小时内，将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业、区域子公司和西安热工院。答：发电企业发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后24小时内，技术监督专责人应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录B格式，填写速报并报送产业、区域子公司和西安热工院。12）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，年度监督工作总结主要应包括那些内容?答：a）主要监督工作完成情况、亮点和经验与教训；b)设备一般事故、危急缺陷和严重缺陷统计分析；c)存在的问题和改进措施；d)下一步工作思路及主要措施。13）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督工作的评价依据和内容是?答：技术监督工作实行动态检查评价制度。技术监督评价依据本办法及相关水电监督标准，评价内容包括技术监督管理与监督过程实施情况。14）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，被评价的发电企业按得分率高低分为那四个级别?答：得分率高于或等于90%为“优秀”；80%～89%为“良好”；70%～79%为“合格”；低于70%为“不符合”。15）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督工作评价包括那三个层次的评价?答：技术监督评价包括：集团公司技术监督评价，属地电力技术监督服务单位技327
336术监督评价，发电企业技术监督自我评价。16）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督工作定期评价的主要内容是?答：技术监督定期评价按照发电企业生产技术管理情况、机组障碍及非计划停运情况、监督工作报告内容符合性、准确性、及时性等进行评价，通过年度技术监督报告发布评价结果。17）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督预警分为几级管理?答：分为三级管理。其中第一级为严重预警，第二级为重要预警，第三级为一般预警。18）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，一级预警通知单由哪个单位提出?哪个主管部门签发?答：一级预警通知单由西安热工院提出和签发（对于技术监督服务单位监督服务过程中发现的一级预警问题，技术监督服务单位填写预警通知单后发送西安热工院，由热工院签发），同时抄报集团公司安生部，抄送产业、区域子公司生产部。19）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，水力发电厂的监督范围是?答：绝缘、继电保护及安全自动装置、励磁、电测与热工计量、电能质量、节能、环保、水轮机、水工、监控自动化、化学和金属等12项专业监督。20）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，你所负责的节能监督所规定的技术监督指标考核项是多少项?具体指标是那些?答：节能监督所规定的技术监督指标考核有3项：水量利用率、水能利用提高率、厂用电率。水量利用率指标为≥100%；水能利用提高率对于多年调节水库≥2%，其他调节性能水库≥4%；厂用电率指标为不大于0.1%-0.8%。21）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，你所负责的节能监督所规定的技术监督工作评价表中规定的评价项目数是多少项?考核满分是多少分?328
337答：节能技术监督评价和考核的主要内容分为监督管理、技术监督实施两部分，监督管理评价和考核项目8大项30小项共300分，技术监督实施评价和考核项目5大项34小项共300分，评价项目共计64项，考核满分为600分。2.节能专业管理基础知识2.1名词解释1）过程：一组将输入转化为输出的相互关联或相互作用的活动。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》2）持续改进：增强满足要求的能力的循环活动。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》3）不合格（不符合）：未满足要求。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》4）预防措施：为消除潜在不合格或其他潜在不期望情况的原因所采取的措施。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》5）纠正措施：为消除已发现的不合格或其他不期望情况的原因所采取的措施。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》6）作业指导书：有关任务如何实施和记录的详细描述。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》7）环境因素：一个组织的活动、产品和服务中能与环境发生相互作用的要素。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》8）危险源识别：识别危险源的存在并确定其特性的过程。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》9）风险：某一特定危险情况发生的可能性和后果的组合。索引：DL/T1066—2007《水电站设备检修管理导则》10）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督预警：329
338对技术监督过程中发现的问题，按照问题或隐患的风险及危害程度，分为三级管理，其中第一级为严重预警，第二级为重要预警，第三级为一般预警。11）按照Q/HN-1-0000.08.049—2015《电力技术监督管理办法》，技术监督管理方针：安全第一、预防为主。2.2判断题1）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，各水力发电厂应按照集团公司《华能电厂安全生产管理体系要求》、《电力技术监督管理办法》中有关技术监督管理和本标准的要求，结合本厂的实际情况，制定电厂节能监督管理标准；依据国家和行业有关标准和规范，编制、执行运行规程、检修规程和检验及试验规程等相关/支持性文件；以科学、规范的监督管理，保证节能监督工作目标的实现和持续改进；（√）2）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，应按照《华能电厂安全生产管理体系要求》中有关技术监督管理和本标准的要求，制定水力发电厂节能监督管理标准，并根据国家法律、法规及国家、行业、集团公司标准、规范、规程、制度，结合水力发电厂实际情况，编制节能技术监督相关／支持性文件；建立健全技术资料档案，以科学、规范的监督管理，保证节能监督设备安全可靠运行；（√）3）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，工程节能设计应与工程设计同时进行，节能设计选用的技术措施应与工程同时实施，节能设备与工程同时投入生产和使用。（√）4）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，对节能设备从设计选型和审查、监造和出厂验收、安装和投产验收、运行维护、检修到技术改造等实行全过程的技术监督。（√）5）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，节能监督专责人统筹安排，协调运行、检修等部门，协调水轮机、水工、金属、电气等相关专业共同配合完成节能监督工作。（√）330
3396）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水电企业应建立本企业的三级节能技术监督网，即厂级、部门级和班组级。（√）7）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，电厂节能技术监督工作归口职能管理部门，在电厂技术监督领导小组的领导下，负责节能技术监督的组织建设工作，建立健全技术监督网络，并设节能技术监督专责人，负责全厂节能技术监督日常工作的开展和监督管理。（√）8）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，各水电厂应对各机组水轮机运转综合特性曲线、泵与风机的性能曲线等与节能工作有关的重要技术资料进行收集整理并及时归档保存。（√）9）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，工程节能设计应与工程设计同时进行，节能设计选用的技术措施应与工程同时实施，节能设备与工程同时投入生产和使用。（√）10）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，节能监督必须贯彻“安全第一、预防为主”方针，坚持资源开发和节约并举，把节约放在首位。（√）11）中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定了水力发电厂节能设备从设计选型和审查、监造和出厂验收、安装和投产验收、运行维护、检修到技术改造，直至退役阶段水文水情、水库、机电设备、厂用电和能量计量设备的质量监督标准，以及节能监督管理要求、评价与考核标准，它是水力发电厂节能设备监督工作的基础，亦是建立水电节能监督体系的依据。（√）12）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，电厂节能技术监督工作归口职能管理部门每年年初要根据人员变动情况及时对网络成员进行调整；按照人员培训和上岗资格管理办法的要求，定期对技术监督专责人和特殊技能岗位人员进行专业和技能培训，保证持证上岗。（√）13）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能331
340监督标准》，节能监督标准应符合国家、行业及上级主管单位的有关规定和要求。每年年初，技术监督专责人应根据新颁布的标准规范及设备异动情况，组织对节能监督设备运行和检修维护等规程、制度的有效性、准确性进行评估，修订不符合项，经归口职能管理部门领导审核、生产主管领导审批后发布实施。国标、行标及上级单位监督规程、规定中涵盖的相关节能监督工作均应在水力发电厂规程及规定中详细列写齐全。（√）14）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，电厂应按照本标准规定的文件、资料、记录和报告目录以及格式要求，建立健全节能技术监督各项台账、档案、规程、制度和技术资料，确保技术监督原始档案和技术资料的完整性和连续性。（√）15）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，每年11月30日前，节能技术监督专责人应组织完成下年度技术监督工作计划的制定工作，并将计划报送产业公司、区域公司，同时抄送西安热工院。（√）16）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，电厂应根据上级公司下发的年度技术监督工作计划，及时修订补充本单位年度技术监督工作计划，并发布实施。（√）17）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，节能专业每季度至少召开一次技术监督工作会议，会议由节能监督专责人主持并形成会议纪要。（√）18）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂应将《节能技术监督工作评价表》中的各项要求纳入日常节能监督管理工作中。（√）19）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂应按照《节能技术监督工作评价表》中的要求，编制完善各项节能技术监督管理制度和规定，并认真贯彻执行；完善各项节能监督的日常管理和检修记录，加强厂用电设备的运行技术监督和检修技术监督。（√）332
34120）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，节能监督专责人每半年应对各部门的监督工作的完成情况进行检查，对不满足监督要求的通过技术监督不符合项通知单的形式下发到相关部门进行整改，并对节能监督的相关部门进行考评。（√）21）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，对严重违反技术监督制度、由于技术监督不当或监督项目缺失、降低监督标准而造成严重后果、对技术监督发现问题不进行整改的水力发电厂，予以通报并限期整改。（√）22）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂应督促属地技术监督服务单位依据技术监督服务合同的规定，提供技术支持和监督服务，依据相关监督标准定期对水力发电厂技术监督工作开展情况进行检查和评价分析，形成评价报告报送水力发电厂，水力发电厂应将报告归档管理，并落实问题整改。（√）23）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂应按照集团公司《电力技术监督管理办法》及华能电厂安全生产管理体系要求建立完善技术监督评价与考核管理标准，明确各项评价内容和考核标准。（√）2.3选择题1）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能监督必须贯彻（a）方针，坚持资源开发和节约并举，把节约放在首位。a.“安全第一、预防为主”；b．“安全第一、综合治理”；c．“预防为主、综合治理”；d．“安全第一、预防为主、综合治理”。2）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水位标尺刻度可按实际高程标注，最小刻度为（b）；采用计算机监控或要求对上、下游水位实现遥测时，应选用数字式水位测量装置、电容式压力传感水333
342位计或其他类型的水位传感器。宜同时设置上、下游调压室水位传感器。a．1mm；b．1cm；c．1m；d．以上都不对。3）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能技术监督专责人应于每年元月（a）日前组织完成上年度技术监督工作总结报告的制写工作，并将总结报告报送产业公司、区域公司和西安热工院。a．5；b．10；c．15；d．以上都不对。4）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水量利用率不少于（d）。a．90%；b．95%；c．98%；d．100%。5）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，当水力发电厂发生重大监督指标异常，受监控设备重大缺陷、故障和损坏事件，火灾事故等重大事件后（a）小时内，应将事件概况、原因分析、采取措施按照附录D的格式，以速报的形式报送产业公司、区域公司和西安热工院。a．24；b．48；c．240；d．以上都不对。2.4综合应用题1）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，试述水电企业节能监督网的组成？答：各电厂应建立健全由生产副厂长(总工程师)领导下的节能技术监督三级管理网。第一级为厂级，包括生产副厂长(总工程师)领导下的节能监督专责人；第二级为部门级，包括运维部门节能负责人；第三级为班组级，包括各专工领导的班组人员。在生产副厂长(总工程师)领导下由节能监督专责人统筹安排，协调运行、检修等部门，协调水轮机、水工、金属、电气等相关专业共同配合完成节能监督工作。2）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能监督管理的依据是什么？答：应按照《华能电厂安全生产管理体系要求》中有关技术监督管理和本标准的要求，制定水力发电厂节能监督管理标准，并根据国家法律、法规及国家、行业、集334
343团公司标准、规范、规程、制度，结合水力发电厂实际情况，编制节能技术监督相关／支持性文件；建立健全技术资料档案，以科学、规范的监督管理，保证节能监督设备安全可靠运行。3）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，请列举出节能监督管理应具备的相关/支持性文件。答：（1）节能监督管理标准；（2）设备检修管理标准；（3）设备缺陷管理标准；（4）更新改造项目管理标准；（5）计量标准管理制度；（6）临时电源管理标准；（7）统计管理制度；（8）设备定期试验与切换管理标准；（9）水库调度规程；（10）水量利用率、水能利用提高率计算办法及管理制度；（11）水情自动测报系统运行管理细则；（l2）水库调度自动化系统运行管理规则；（13）能源计量装置管理规定；（14）电量管理制度；（15）非生产用能管理制度；（16）节油节水管理制度；（17）照明、通风系统及空调运行管理规定；（18）技术监督培训管理制度；（19）技术监督考核和奖惩制度；（20）其它相关制度。4）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监335
344督标准》规定；请说明节能技术监督年度计划的制定依据至少应包括哪些方面。答：（1）国家、行业、地方有关电力生产方面的法规、政策、标准、规范、反措；（2）集团公司、产业公司、区域公司、电厂技术监督工作规划和年度生产目标；（3）集团公司、产业公司、区域公司、电厂技术监督管理制度和年度技术监督动态管理要求；（4）技术监督体系健全和完善化；（5）人员培训和监督用仪器设备配备和更新；（6）主、辅设备运行状态；（7）技术监督动态检查、季报提出问题的整改；（8）收集的其它有关节能监督设备设计选型、制造、安装、运行、检修、技术改造等方面的动态信息。5）电厂技术监督工作计划应实现动态化，即各专业应每季度制定技术监督工作计划。年度（季度）监督工作计划应包括哪些主要内容。答：a）技术监督组织机构和网络完善；b）监督管理标准、技术标准规范制定、修订计划；c）人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）；d）技术监督例行工作计划；e）检修期间应开展的技术监督项目计划；f）技术监督自我评价、动态检查和复查评估计划；g）制定技术监督发现的重大问题整改计划；h）技术监督预警、动态检查等监督问题整改计划；i）技术监督定期工作会议计划。6）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，试述节能年度工作总结应包括的内容有哪些。336
345答：（1）主要工作完成情况；（2）工作亮点；（3）存在的问题：1）未完成工作，2）存在问题分析，3）经验与教训；（4）下一步工作思路及主要措施。7）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能技术监督设计、基建阶段的重点工作是什么？答：（1）新建（扩建）工程的电气设计与设备选型应依据国家、行业相关的现行标准和反事故措施的要求，以及工程的实际需要，提出节能监督的意见和要求。（2）参加工程厂用电设备设计审查。根据工程的规划情况及特点，明确对水力发电厂的通风空调、照明系统、厂用电系统、检修排水泵、渗漏排水泵、水位测量系统、设备选型等节能监督的要求。（3）参加设备采购合同审查和设备技术协议签订。对设备的技术参数、性能和结构等提出节能监督的意见；并明确对性能保证的考核、监造方式和项目、技术资料、技术培训的要求。（4）参加设计联络会。对设计中的技术问题；招标方与投标方，以及各投标方之间的接口问题提出节能监督的意见和要求，将设计联络结果应形成文件归档，并监督设计联络结果的执行。（5）安装结束后，有条件时，可派生产运营阶段的节能监督人员参加交接试验和投产验收。（6）投产验收时应进行现场实地查看，发现安装施工及调试不规范、交接试验方法不正确、项目不全或结果不合格、设备达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合节能监督要求的问题时，应要求立即整改，直至合格。（7）基建单位应按时向生产运营单位移交全部基建技术资料。生产运营单位资料档案室应及时将资料清点、整理、归档。8）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能技337
346术监督生产运行阶段的重点工作是什么？答：（1）对设备进行巡视、检查和记录。发现异常时，应予以消除；带缺陷运行的设备应加强运行监视，必要时应有应急预案。（2）加强对运行设备的运行监测和数据分析。如：水轮发电机组效率、厂用电率、机组超声波流量计数据、水情测报数据、厂用电设备运行参数等。（3）加强水量利用率和水能利用提高率的监督，按期填报水库节能指标。（4）与调度部门建立日常协调联系机制，共享分析成果，讨论水力发电厂最合理运行方式，争取达到电网安全运行与水库最佳运行有机结合。（5）建立梯级水电站优化调度系统，逐步实现水库的优化调度。（6）优化在调机组检修计划，利用低负荷需求区间安排所辖机组检修及消缺工作。（7）合理分配机组间负荷，制定最优的运转机组台数、机组启动、停用计划和机组调节程序。（8）随着季节的变化和机组运行情况的改变，及时调整厂用设备（如主变冷却器、通风机、电加热等设备）的运行方式。（9）按定检计划进行计量装置校验。（10）编制《厂用电设备预控方案》，合理安排厂用电设备运行方式，对厂用电率使用状况进行预控。（11）根据国家和行业有关的厂用电设备运行规程和产品技术条件文件，结合水力发电厂的实际编制和修订本企业的厂用电设备运行规程，并按规程的要求进行设备运行中监督。9）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能技术监督的检修、维护与技改阶段的重点工作是什么？答：（1）根据国家和行业有关的厂用电设备检修规程和产品技术条件文件，结合水力发电厂的实际，编制和修订本企业的厂用电设备检修规程，并建立检修文件包。338
347（2）每年根据设备的实际节能情况和运行状况，依据集团公司《检修标准化管理实施导则（试行）》的要求，编制年度检修计划，包括检修原因、依据、项目、目标等。（3）检修过程中，应按检修文件包的要求进行工艺和质量控制，执行质监点（W、H点）技术监督及三级（班组、专业、厂级）验收。（4）检修完毕，及时编写检修报告和节能对比分析，有关检修资料应归档。（5）定期编写《水力发电厂厂用电率分析》，掌握设备的节能状况。10）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定；请说明在水能利用节能监督的内容？答：（1）加强与专业气象、水文部门的合作，提高中长期水文预报精度，指导年度发电计划的编制。（2）加强水量利用率和水能利用提高率的监督，按期填报水库节能指标。（3）每年汛期前应对水文情报站网进行巡检，确保各站点设备正常运行。水文情报站网发生故障时，应及时检修，保证数据的实时性和准确性。（4）水情测报系统应能准确可靠地采集和传输水情信息及相关信息、进行统计计算处理和储存、生产相应的报表和查询结果、提供符合要求的水文预报。（5）与调度部门建立日常协调联系机制，共享分析成果，讨论水力发电厂最合理运行方式，争取达到电网安全运行与水库最佳运行有机结合。（6）充分考虑枢纽安全、防汛、水情、通航和水资源综合利用的情况下，优化水库调度，合理控制运行水位，在允许范围内保持水库高水位运行，充分利用汛前汛后的水量，根据实时洪水预报进行水库优化调度，降低发电耗水率，提高水能利用率。（7）梯级水库群应按设计要求以全梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，逐步实现水库的优化调度，制定梯级水库群的调度规则及调度图。实施中正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。（8）水库调度运行中，严禁水库长期处于低水位运行。除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。（9）加强对机组进水口拦污栅的运行维护工作，做好机组进水口拦污、清污工作，339
348及时清除积渣，严格控制拦污栅前后压差，减少水头损失。11）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定；请说明在机组水力特性试验上节能监督的内容？答：（1）水力特性试验按GB/T20043《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》规定执行，对试验方法、试验数据处理方法、测点数量、仪表精度、试验持续时间、试验次数等遵循标准规定，确保试验结果的精度。对试验数据及结果，要在认真分析的基础上，对设备的性能进行评价，必要时提出改进措施建议，并形成报告。（2）通过单台机的水力特性，绘制出机组实际运转特性曲线，进而进行整个水力发电厂的动力特性试验，以取得单机及全厂的动力特性实测值，而后整理成微增率特性曲线。（3）通过现场效率试验，取得机组在试验水头下的水轮机实际效率特性曲线，即水轮机效率与出力的关系曲线以及流量与机组出力关系曲线，机组出力与耗水率关系曲线。（4）对于安装蜗壳流量计的水力发电厂，在效率试验中采用比较法率定蜗壳流量计的流量系数K值曲线。实现运行机组流量与效率的监测并为统计水轮机耗水率提供数据。（5）水轮机的其他特性，如气蚀、机组振动、尾水管压力脉动等特性都与效率有关，在研究机组其他特性时往往需要参考其效率特性，有必要与同工况下的效率特性同时测定。（6）通过效率试验测取引水管路水头损失的特性和机组的一些特征技术参数。除需要测定发电机有功功率和水轮机流量值外，还需要测定上游水位、下游水位、水轮机进口断面压力和流速、水轮机出口断面压力和流速、水轮机进出口断面测压仪表中心高程差以及导叶开度、接力器行程、发电机功率因数、频率、无功功率。12）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定；请说明在能源计量上节能监督的内容？340
349答：（1）能量计量设备选型应选择稳定性好、易维护的主流计量设备生产厂家的产品。电能、水能计量设备选型时应咨询上级电测、热工计量量值传递部门，选用先进的、稳定的、可靠的满足计量工作需要及维护方便的设备。（2）能量计量设备选型必须严格按设计审查确定的计量设备进行。所选设备（含进口设备）生产厂家必须具有计量器具制造许可资质，且其产品必须经过国家法定或授权计量检定机构检定合格。（3）提高电能计量管理水平，确保设备安全稳定运行和电能计量的准确、可靠，在关口电能计量装置的选型、安装、验收、运行维护等方面实行全过程管理。（4）发电机出口，主变压器出口，高、低压变压器，高压备用变压器、用于结算的上网线路的电能计量装置精度等级应不低于DL/T448《电能计量装置技术管理规程》的规定，现场检验率应达100%，检验合格率不低于98%。（5）非生产用电应配齐计量表计，电能表精度等级不低于1.0级，检验合格率不低于95%。13）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定；请说明在节约厂用电上节能监督的内容？答：（1）水力发电厂应根据年度安全生产指标，对水力发电厂厂用电率进行分解落实，并制定《水力发电厂厂用电控制调整方案》。水力发电厂厂用电率不大于0.1～0.8%。（2）积极推广先进的节电技术、工艺、设备，依靠技术进步，根据各系统和设备的优化分析，落实节电技术改造项目：如改造低效水泵和提高通风系统效率；杜绝“大马拉小车”的不合理现象；淘汰国家公布的高耗能机电设备。（3）通过试验编制主要辅机运行特性曲线，在运行中特别是低负荷运行时，对辅机进行经济调度。如：排水系统中，根据机组漏水量确定水泵的运行台数，进行经济合理分配。（4）对运行效率较低的风机、水泵，要根据其型式、与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取更换叶轮、导流部件及密封装置，或定速改双速、改变频调速等措341
350施，进行有针对性的技术改造，以提高其运行效率。（5）对运行时间较长的损耗较高的电动机、变压器，应结合检修或消缺，进行节能改造或直接更换为损耗较低的新型设备。（6）建立厂用电管理办法，规范检修用电管理。（7）随着季节的变化和机组运行情况的改变，厂用设备（如主变冷却器、通风机、电加热等设备）的运行方式应及时作出相应的变更。（8）对照明系统进行技术改造及节能管理。342
351第三章标准规程知识3.1名词解释1）检修等级（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：以机组检修规模和停用时间为原则，将发电企业机组的检修分为A、B、C、D四个等级。2）A级检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能。3）B级检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：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。4）C级检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清扫。5）D级检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。6）定期检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：一种以时间为基础的预防性检修，根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修等级、检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的检修方式。7）状态检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状态，在故障发生前进行检修的方式。8）改进性检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指对设备先天性缺陷或频发故障，按照当前设备技术水平和发展趋势进行改造，从根本上消除设备缺陷，以提高设备的技术性能和可用率，并结合检修过程实施的检修方式。9）故障检修（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指设备在发生故障或其他失效时，进行的非计划检修。10）机组A级检修间隔（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指343
352从上次A级检修后机组复役时开始，至下一次A级检修开始时的时间。11）停用时间（按照DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》）：指机组从系统解列（或退出备用），到检修工作结束，机组复役的总时间。3.2判断题1）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，新建、扩建和技改工程项目应贯彻节能降耗的原则，选用的设备和装置应有国家或省、市质量技术监督部门的合格鉴定或认证，禁止使用已公布淘汰的用能产品。（√）2）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂节能工程规划、设计和基建应按照GB/T50649执行；机电设备设计应按照DL/T5066及DL/T5186执行。（√）3）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，多级开发的水电工程在满足梯级开发要求任务的基础上，应按综合效率最大化的原则，合理确定水库的特征水位和运行方式。（√）4）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，工程布置应合理选择水力发电厂输水系统和厂房的布置，在条件允许时宜选择自流输水方式；应合理选择引水线路布置，条件允许的水力发电厂应考虑采用顶盖供水方式供水。（√）5）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，新投产水电机组，在试运行期结束前须按《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》规定的主要性能试验项目和规定的要求进行测试，并编写水力性能试验报告和技术经济性能评价报告。（√）6）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，流域梯级控制中心应逐步完善适合于流域的水情预报分析软件，提高水情自动测报系统的现代化管理水平。参照电网的经济调度方案，以最合理的经济运行方式，使流域水力发电厂机组取得最佳运行效益。水力发电厂按照各台机组的水力特性、主要辅机的最佳组合，进行经济运行控制。（√）344
3537）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，蜗壳测流断面宜在45°处选取。宜取3个测点，应分别布置在蜗壳顶部、外侧和下部45°处。（√）8）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，根据检定周期，每年应制定仪器仪表的检验计划，根据检验计划定期进行检验或送检，对检验合格的可继续使用，对检验不合格的则送修，对送修仍不合格的作报废处理。（√）9）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，重要参数对发电耗水率、厂用电率等主要综合经济技术指标影响，应每月进行定量的经济性分析比较，从而发现问题，并提出解决措施。（√）10）照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂能耗监督主要综合经济技术指标包括：发电量，厂用电率。（√）11）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，主要系统和设备试生产、大修以及进行重大技术改造前后，应进行性能试验，为节能技术监督提供依据。（√）12）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，运行人员应加强巡检和对参数的监视，要及时进行分析、判断和调整；发现缺陷应按规定填写缺陷单或做好记录，及时联系检修处理，确保机组安全经济运行。（√）13）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，每年汛期前应对水文情报站网进行巡检，确保各站点设备正常运行。水文情报站网发生故障时，应及时检修，保证数据的实时性和准确性。（√）14）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水情测报系统应能准确可靠地采集和传输水情信息及相关信息、进行统计计算处理和储存、生产相应的报表和查询结果、提供符合要求的水文预报。（√）15）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能345
354监督标准》，梯级水库群应按设计要求以全梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，逐步实现水库的优化调度，制定梯级水库群的调度规则及调度图。实施中正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。（√）16）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，运行调度管理单位应根据入库流量预报及设备工况，提出发电计划并上报调度中心，水力发电厂按上级调度管理部门下达的发电计划执行。（√）17）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，机组应在安全稳定运行区运行，开停机时应合理通过振动区。（√）18）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，机组运行期间，应加强对机组各运行参数的监视，确保机组安全稳定运行，机组各参数不应超过允许值。（√）19）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，在一轮检修期内，机组低负荷（空载）运行时间不应超过500小时。（√）20）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，设备检修的工期与周期应符合发、输、变电设备检修的相关规定，遵循“应修必修，修必修好”的原则，结合中、长期水情预报，科学、适时安排机组检修及设备维护，尽量缩短检修工期，减少检修弃水。（√）21）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，新投产机组或机组大修后，应按GB/T20043《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》规定的主要性能试验项目和规定的要求进行测试，确定机组振动区。（√）22）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须定期开展水库冲沙工作，降低库区泥沙淤积。（√）23）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须定期分析评价全厂生产系统、设备的运行状况，根据设备状况、现场条件、改造费用、预期效果、投入产出比等确定节能技改项目，编制中长期节能技术改造项346
355目规划和年度节能项目计划，按年度计划实施节能技术改造项目。（√）24）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，应积极推广应用高效、节能的照明灯具、电动机、风机、泵类等设备，以及先进的用能监测和控制等技术。（√）25）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，能量计量设备选型必须严格按设计审查确定的计量设备进行。所选设备（含进口设备）生产厂家必须具有计量器具制造许可资质，且其产品必须经过国家法定或授权计量检定机构检定合格。（√）26）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，上游水位测量部位应选在上游进水口附近水流较平稳且便于观测处，其测量范围应不低于死水位和高于校核水位。下游水位测量部位宜选在尾水出口水面较稳定处，其测量范围应能满足最低尾水及最高尾水测量要求。（√）27）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水位标尺刻度可按实际高程标注，最小刻度为1mm；采用计算机监控或要求对上、下游水位实现遥测时，应选用数字式水位测量装置、电容式压力传感水位计或其他类型的水位传感器。宜同时设置上、下游调压室水位传感器。（×）28）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力发电厂应根据年度安全生产指标，对水力发电厂厂用电率进行分解落实，并制定《水力发电厂厂用电控制调整方案》。（×）29）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，原型水轮机的效率应不低于其模型水轮型机的效率，效率修正值在满足国家标准的前提下可由供需双方商定。（√）30）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水轮机设计时，不必要建立水情自动测报系统，就能提高水库水能利用率。（×）31）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水轮机设计时，合理选用机组辅助设备，采用新技术和新方法，从设计源头做好节能工作，减少347
356机组辅助设备的能耗。（√）32）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，充分考虑枢纽安全、防汛、水情、通航和水资源综合利用的情况下，优化水库调度，合理控制运行水位，在允许范围内保持水库高水位运行，充分利用汛前汛后的水量，根据实时洪水预报进行水库优化调度，降低发电耗水率，提高水能利用率。（√）33）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强与专业气象、水文部门的合作，提高中长期水文预报精度，指导年度发电计划的编制。（√）34）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强水库运行管理，进行科学调度，在允许范围内保持水库高水位运行。充分利用汛前汛后的水量提高发电量，允许水库长期处于低水位运行。（×）35）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须逐步完善适合于自身流域的水情预报分析软件，提高水情自动测报系统的现代化管理水平。（√）36）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须建立梯级水电站优化调度系统，逐步实现水库的优化调度。（√）37）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强水量利用率和水能利用提高率的监督，按期填报水库节能指标报表。水能利用提高率对于多年调节水库≥2%，其它调节性能水库≥4%。（√）38）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须尽量提高机组负荷率，优化自动发电控制和自动电压控制（AGC、AVC）运行方案，减少机组低负荷连续长期运行。对于投入两项功能的电厂要求AGC/AVC投入率≥95％。（×）39）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，根据各台机组的运行特性，优化运行机组组合方式，按等微增率原则并考虑机组的振动区和补气区，合理分配各机组的负荷，提高单机负荷率，减少开停机次数。（√）40）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，对水轮机模型综合特性曲线进行处理，按机组的效率特性提供微机监控下水力发电厂经济运行的基本数据，并通过现场机组水力特性试验进行验证，以经济合理的运行方式和最佳组348
357合进行经济调度。（√）41）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须合理分配机组间负荷，制定最优的运转机组台数、机组启动、停用计划和机组合理调节程序。（√）42）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须定期开展对机组的运行工作水头、调速系统的轮叶协联（双调机组）、不同水头下的机组出力等的检测、试验与记录，并提出分析报告，同时校正与优化机组（双调）协联曲线。（√）43）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须在一定的发电水头下，机组出力平稳并不必要保持在相应水头的高效率区运行，降低耗水率。（×）44）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，严格按水库调度图安排出力，尽量避免机组带低负荷运行，降低发电耗水率。（√）45）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须维持发电机电压及母线电压在额定范围运行，提高功率因数，降低网络损耗。（√）46）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须与调度部门建立日常协调联系机制，共享分析成果，讨论电厂最合理运行方式，争取达到电网安全运行与水库最佳运行有机结合。（√）47）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须对影响机组经济性较大，需要通过设备检修解决的缺陷，检修完成后要进行经济性能和指标的测试及考核。（√）48）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须要按中、长期水情预报，科学安排机组检修及设备维护，尽量缩短检修工期，减少检修弃水。（√）49）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强在线监测技术设备维护，推行完善专家诊断系统，逐步实行“状态检修”，提高机电设备可用小时。（√）50）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强泄洪设施的运行维护及检修管理，提高泄洪设施健康水平，确保水库蓄水及防洪调度正常运行。（√）349
35851）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强尾水河道管理，进行尾水渠清理开挖，降低尾水位。严禁在尾水河道弃渣，确保尾水河道畅通。（√）52）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须加强对机组进水口拦污栅的运行维护工作，做好机组进水口拦污、清污工作，及时清除积渣，严格控制拦污栅前后压差，减少水头损失。治理跑冒滴漏，严格按照油、水、气专业管理，大力开展“三漏”专项治理工作，使泄漏率控制在0.3%的范围内。（√）53）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须应重视技术进步，加强涉及水电行业相关节能新技术、新设备、新材料和新工艺的信息收集，掌握节能技术动态，结合实际情况积极推广应用，对现有发供电设备进行完善和技术改造，达到充分发挥设备能力、提高运行可靠性、节能降耗的目的。（√）54）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须提高机组监控系统、调速装置、励磁调节器等自动化程度及可靠性，减少值班人员的操作项目、缩减开停机操作时间过程。（√）55）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须对设计不合理的发电机通风冷却系统进行技术改造，改善空气流通，降温散热，提高发电机带负荷能力。（√）56）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须完善自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC）功能，实现厂内发电机组的最佳经济运行。（√）57）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水力特性试验按GB/T20043《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》规定执行，对试验方法、试验数据处理方法、测点数量、仪表精度、试验持续时间、试验次数等遵循标准规定，确保试验结果的精度。对试验数据及结果，要在认真分析的基础上，对设备的性能进行评价，必要时提出改进措施建议，并形成报告。（√）58）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须通过单台350
359机的水力特性，绘制出机组实际运转特性曲线，进而进行整个水电厂的动力特性试验，以取得单机及全厂的动力特性实测值，而后整理成微增率特性曲线。（√）59）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须通过现场效率试验，取得机组在试验水头下的水轮机实际效率特性曲线，即水轮机效率与出力的关系曲线以及流量与机组出力关系曲线，机组出力与耗水率关系曲线。（√）60）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须对于安装蜗壳流量计的电厂，在效率试验中采用比较法率定蜗壳流量计的流量系数K值曲线。实现运行机组流量与效率的监测并为统计水轮机耗水率提供数据。（√）61）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水轮机的其他特性，如气蚀、机组振动、尾水管压力脉动等特性都与效率有关，在研究机组其他特性时往往需要参考其效率特性，不必要与同工况下的效率特性同时测定。（×）62）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须通过效率试验测取引水管路水头损失的特性和机组的一些特征技术参数。除需要测定发电机有功功率和水轮机流量值外，还需要测定上游水位、下游水位、水轮机进口断面压力和流速、水轮机出口断面压力和流速、水轮机进出口断面测压仪表中心高程差以及导叶开度、接力器行程、发电机功率因数、频率、无功功率。（√）63）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，水轮机效率与设计值相比降低1个百分点时，应对水轮机进行检修工作。（×）64）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，须提高电能计量管理水平，确保设备安全稳定运行和电能计量的准确、可靠，在关口电能计量装置的选型、安装、验收、运行维护等方面实行全过程管理，确保企业利益不受损失。（√）65）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，发电机出口，主变压器出口，高、低压变压器，高压备用变压器、用于结算的上网线路的电能计量装置精度等级应不低于DL/448的规定，现场检验率应达100%，检验合格率不低于95%。（×）66）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，非生产用电351
360应配齐计量表计，电能表精度等级低于1.0级，检验合格率不低于95%。（×）67）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，积极推广先进的节电技术、工艺、设备，依靠技术进步，根据各系统和设备的优化分析，落实节电技术改造项目：如改造低效水泵和提高通风系统效率；杜绝“大马拉小车”的不合理现象；尽量不淘汰国家公布的高耗能机电设备。（×）68）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，通过试验编制主要辅机运行特性曲线，在运行中特别是低负荷运行时，对辅机进行经济调度。如：排水系统中，根据机组漏水量确定水泵的运行台数，进行经济合理分配。（√）69）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，对运行效率较低的风机、水泵，要根据其型式、与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取更换叶轮、导流部件及密封装置，或定速改双速、改变频调速等措施，进行有针对性的技术改造，以提高其运行效率。（√）70）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，对运行时间较长的损耗较高的电动机、变压器，应结合检修或消缺，进行节能改造或直接更换为损耗较低的新型设备。（√）71）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，不必要建立厂用电管理办法，规范检修用电管理。（×）72）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，随着季节的变化和机组运行情况的改变，厂用设备（如主变冷却器、通风机、电加热等设备）的运行方式应及时作出相应的变更。（√）73）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，不必要对照明系统进行技术改造及节能管理。（×）74）按照Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，对于闭式循环冷却系统，要采取防止结垢和腐蚀的措施。应根据水源和气象条件的季节性变化及机组负荷的增减等因素，对冷却水系统进行水量调节。（√）75）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，根据电站的352
361实际情况和各用水设备的要求，既要节约厂用电又要考虑节水。（√）3.3选择题1）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水电厂的节能技术监督涉及企业耗能设备及系统的（b）等全过程技术监督a．设计、安装、调试、运行、检修和技术改造；b．设计、安装、调试、运行、检修和技术改造；c．设计、调试、运行、检修和技术改造；d．设计、安装、运行、检修和技术改造。2）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水能利用提高率对于多年调节水库≥（a），其它调节性能水库≥（a）。a．2%4%b．1%2%c．1%3%d．3%5%。3）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，发电机出口，主变压器出口，高、低压变压器，高压备用变压器、用于结算的上网线路的电能计量装置精度等级应不低于DL/448的规定，现场检验率应达100%，检验合格率不低于（d）。a．95%b．96%c．97%d．98%。4）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，非生产用电应配齐计量表计，电能表精度等级不低于（a）级，检验合格率不低于95%。a．1.0b．1.5c．2.0d．2.5。5）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，发电厂用电率不大于（a）。a．0.1-0.8%b．0.5-1.0%c．0.1-0.5%d．0.2-0.6%。6）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水电厂的节能技术监督使（c）的消耗率达到最佳水平，保证节能工作持续、高效、健康的发展。a．水、油、气；353
362b．水、电、油；c．水、电、油、气；d．水、电、气。7）按照中国华能集团公司企业标准Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》，在一轮检修期内，机组低负荷（空载）运行时间不应超过（c）小时。a．50b．200c．500d．1000。8）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，（b）工程项目应贯彻节能降耗的原则，选用的设备和装置应有国家或省、市质量技术监督部门的合格鉴定或认证，禁止使用已公布淘汰的用能产品。a．新建和扩建；b．扩建和技改；c．新建、扩建和技改；d．新建和技改。9）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，原型水轮机的效率应（d）其模型水轮型机的效率，效率修正值在满足国家标准的前提下可由供需双方商定。a．小于；b．不大于；c．接近于；d．不低于。10）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，电厂应建立（a）系统，提高水库水能利用率。a．水情自动测报；b．水情手动测报；c．水情机械测报。11）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，在充分考虑枢纽（c）综合利用的情况下，优化水库调度，合理控制运行水位。a．安全、水情、通航和水资源；b．安全、防汛、通航和水资源；c．安全、防汛、水情、通航和水资源；d．安全、防汛、水情和水资源。12）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，加强与专业气象、水文部门的合作，提高（b）水文预报精度，指导年度发电计划的编制。a．中期；b．中长期；c．长期；d．短期。354
36313）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，逐步完善适合于自身流域的（b）预报分析软件，提高水情自动测报系统的现代化管理水平。a．水位；b．水情；c．水态；d．以上都不对。14）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，建立（c）水电站优化调度系统，逐步实现水库的优化调度。a．单级；b．并级；c．梯级。15）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，尽量提高机组负荷率，优化自动发电控制和自动电压控制（AGC、AVC）运行方案，减少机组低负荷连续长期运行。对于投入两项功能的电厂要求AGC/AVC投入率≥（c）。a．96％；b．97％；c．98％；d．95％。16）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，根据各台机组的运行特性，优化运行机组组合方式，按（b）原则并考虑机组的振动区和补气区，合理分配各机组的负荷并及时调整。a．等增率原则；b．等微增率原则；c．等差率原则；d．以上都不对。17）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对水轮机模型（c）进行处理，提供微机监控下水电站经济运行的基本数据，通过现场机组水力特性试验进行验证。按机组的效率特性，以经济合理的运行方式和最佳组合进行经济调度。a．转速特性曲线；b．效率特性曲线；c．综合特性曲线；d．工作特性曲线。18）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，定期开展对机组的（a）等的检测、试验与记录，并提出分析报告，同时校正与优化机组（双调）协联曲线。a．运行工作水头、调速系统的轮叶协联（双调机组）、不同水头下的机组出力；b．运行工作水头、不同水头下的机组出力；c．运行工作水头、调速系统的轮叶协联（双调机组）；d．调速系统的轮叶协联（双调机组）、不同水头下的机组出力。355
36419）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，在一定的发电水头下，机组出力平稳并保持在相应水头（d）的运行，降低耗水率。a．任意区；b．振动区；c．低效率区；d．高效率区。20）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，根据负荷曲线，合理确定机组运行台数，及时开停机，（b）开停机次数。a．增加；b．减少；c．随意；d．以上都不对。21）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，避免机组带（b），严格按水库调度图安排出力，降低发电耗水率，合理进行水库调度等有效方法和措施。a．负荷；b．低负荷；c．额定负荷；d．设计负荷。22）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，维持发电机电压及母线电压在额定范围运行，（a）功率因数，降低网络损耗。a．提高；b．降低；c．变化；d．任意。23）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，关注主变兼联络变压器的经济运行，控制其（c），必要时请相关调度部门协助予以调整，以保证其安全运行和经济运行。a．负荷；b．潮流；c．负荷大小及潮流方向；d．以上都不对。24）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，与调度部门建立（b）机制，共享分析成果，讨论电厂最合理运行方式，争取达到电网安全运行与水库最佳运行有机结合。a．间歇协调联系；b．不定期走访协调联系；c．日常协调联系；d．随机协调联系机制。25）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，设备的（c）要建立健全相应的管理制度。356
365a．消缺、检修；b．维护、检修；c．维护、消缺、检修；d．以上都不对。26）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对影响机组经济性较大，需要通过设备检修解决的缺陷，检修完成后要进行（b）的测试及考核。a．市场性能和指标；b．经济性能和指标；c．军事性能和指标；d．文化性能和指标。27）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，要按中、长期水情预报，科学安排机组检修及设备维护，尽量缩短检修工期，减少（c）。a．检修流水；b．检修弃水；c．检修废水；d．以上都不对。28）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，加强在线监测技术设备维护，推行完善专家诊断系统，逐步实行“（c）”，提高机电设备可用小时。a．人文检修；b．计划检修；c．状态检修；d．随机检修。29）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，加强尾水河道管理，进行尾水渠清理开挖，（a）尾水位。a．降低；b．提高；c．增加；d．提升。30）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，加强对机组进水口拦污栅的运行维护工作，做好机组进水口拦污、清污工作，及时清除积渣，严格控制拦污栅前后（b），减少水头损失。a．流差；b．压差；c．流速；d．以上都不对。31）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，治理跑冒滴漏，严格按照油、水、气专业管理，大力开展“三漏”专项治理工作，使泄漏率控制在（c）的范围内。a．0.1%；b．0.2%；c．0.3%；d．0.4%。357
36632）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，主要系统及设备如（c）等，在大修或重大技术改造前后，必须按照国标或有关标准进行相应试验和验收，以掌握设备及机组性能。a．发电机、主变；b．水轮机、发电机；c．水轮机、发电机、主变；d．水轮机、发电机。33）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对现有发供电设备进行完善和技术改造，积极推广应用（a），达到充分发挥设备能力、提高运行可靠性、节能降耗的目的。a．新技术、新工艺；b．新技术；c．新工艺；d．以上都不对。34）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，提高机组（b）等自动化程度及可靠性，减少值班人员的操作项目、缩减开停机操作时间过程。a．励磁调节器；b．监控系统、调速装置、励磁调节器；c．监控系统；d．调速装置、励磁调节器。35）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对设计不合理的发电机通风冷却系统进行技术改造，（a），提高发电机带负荷能力。a．改善空气流通，降温散热；b．改善空气流通，升温散热；c．改善空气流通，降温聚热；d．改善空气流通，升温聚热。36）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，积极推广应用新型电力设备，淘汰旧型电机，积极推广应用新型电力设备，淘汰旧型电机，358
367（a），节能降耗。a．应用高效率电动机、变频电动机；b．应用低效率电动机、变频电动机；c．应用高效率电动机、旧式电动机；d．以上都不对。37）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，完善（b），实现厂内经济运行手段科学化。a．自动发电控制（AGC）；b．自动发电控制和自动电压控制（AGC、AVC功能）；c．自动电压控制（AVC功能）。38）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，通过单台机的水力特性，绘制出机组实际运转特性曲线，进而进行整个水电厂的动力特性试验，以取得单机及全厂的（b）特性实测值，而后整理成微增率特性曲线。a．振动；b．动力；c．气蚀；d．速度。39）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，通过现场效率试验，取得机组在试验水头下的水轮机实际效率特性曲线，即（c）。a．水轮机效率与出力的关系曲线，机组出力与耗水率关系曲线；b．水轮机效率与出力的关系曲线以及流量与机组出力关系曲线；c．水轮机效率与出力的关系曲线以及流量与机组出力关系曲线，机组出力与耗水率关系曲线；d．机组出力与耗水率关系曲线。40）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对于安装蜗壳流量计的电厂，在效率试验中采用比较法率定蜗壳流量计的流量系数（b）曲线。实现运行机组流量与效率的监测并为统计水轮机耗水率提供数据。a．H值；b．K值；c．Q值；d．M值。41）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水轮359
368机的其他特性，如气蚀、机组振动、尾水管压力脉动等特性都与效率有关，在研究机组其他特性时往往需要参考其效率特性，有必要与同工况下的效率特性（a）测定。a．同时；b．协商时间；c．大修前；d．小修前。42）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，通过效率试验测取引水管路水头损失的特性和机组的一些特征技术参数。除需要测定发电机有功功率和水轮机流量值外，还需要测定（b）、水轮机出口断面压力和流速、水轮机进出口断面测压仪表中心高程差以及导叶开度、接力器行程、发电机功率因数、频率、无功功率。a．上游水位、水轮机进口断面压力和流速；b．上游水位、下游水位、水轮机进口断面压力和流速；c．上游水位、下游水位；d．水轮机进口断面压力和流速。43）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水轮机效率与设计值相比降低（b）时，应对水轮机进行检修工作。a．1个百分点；b．2个百分点；c．3个百分点；d．4个百分点。44）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，提高电能计量管理水平，确保设备安全稳定运行和电能计量的准确、可靠，在（b）电能计量装置的选型、安装、验收、运行维护等方面实行全过程管理。a．部分；b．关口；c．出口；d．以上都不对。45）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，积极推广先进的（b），依靠技术进步，根据各系统和设备的优化分析，落实节电技术改造项目：如改造低效水泵和提高通风系统效率；杜绝“大马拉小车”的不合理现象；淘汰国家公布的高耗能机电设备。a．费电技术、工艺、设备；b．节电技术、工艺、设备；c．不怕花钱的技术、工艺、设备；360
369d．尖端花样的技术、工艺、设备。46）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，通过试验编制主要辅机运行特性曲线，在运行中特别是低负荷运行时，对辅机进行（a），如：排水系统中，根据机组漏水量确定水泵的运行台数，进行经济合理分配。a．经济调度；b．随机调度；c．任意调度；d．以上都不对。47）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对运行效率较低的（c），要根据其型式、与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取更换叶轮、导流部件及密封装置，或定速改双速、改变频调速等措施，进行有针对性的技术改造，以提高其运行效率。a．风机；b．水泵；c．风机、水泵；d．以上都不对。48）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对运行时间较长的损耗较高的电动机、变压器，应结合检修或消缺，进行（a）改造或直接更换为损耗较低的新型设备。a．节能；b．减少环节；c．增加环节；d．尖端。49）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，建立厂用电管理办法，规范检修用电管理是（c）。a．不必要的；b．可有可无的；c．必须的；d．视情况而定的。50）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对照明系统进行技术改造及节能管理是（c）。a．不必要的；b．可有可无的；c．必须的；d．视情况而定的。51）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，随着季节的变化和机组运行情况的改变，厂用设备（如主变冷却器、通风机、电加热等设备）的运行方式应及时作出相应的变更是（a）。a．必要的；b．不必要的；c．可任意的；d．以上都不对。52）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，对于闭式循环冷却系统，要采取防止结垢和腐蚀的措施。应根据水源和气象条件的季节性361
370变化及机组负荷的增减等因素，（b）。a．对冷却水系统不进行水量调节；b．对冷却水系统进行水量调节；c．对冷却水系统进行温度调节；d．对冷却水系统进行压力调节。53）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，根据电站的实际情况和各用水设备的要求，既要节约厂用电又要考虑节水是（a）。a.必要的；b．不必要的；c．必要的；d．以上都不对。54）按照DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》规定，水轮发电机组启动试运行前的检查包括（d）。a．引水系统的检查；b．水轮机的检查；c．调速系统的检查；d．全对55）按照DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》规定，调节系统和装置全部调整试验及机组所有其他试验完成后，进行带负荷（c）试验。a．24h连续运行；b．72h间断运行；c．72h连续运行。56）按照DL/T563-2004《水轮机电液调节系统及装置技术规程》规定，油压装置的系统油温应保持在（d）之间，否则应设置油温调节装置。a．10℃～30℃；b．10℃～40℃；c．10℃～50℃；d．10℃～60℃。57）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，由机组自动化元件组成的系统应满足下列要求：（d）。a．自动监视各轴承油箱油位；b．自动监控水轮机顶盖的水位；c．自动监视压力罐、回油箱、漏油箱油位；d．全对。58）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，机组发生下列不正常情况时应发出报警信号：（d）。a．油压装置回油箱油位超过报警规定值；362
371b．油压装置备用油泵启动或油压超过报警规定值；c．机组各轴承油位、油温和瓦温超过报警规定值；d．全对。59）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，机组发生下列不正常情况时应发出报警信号：（d）。a．漏油箱油位超过报警规定值；b．水轮机顶盖水位超过报警规定值；c．导水机构剪断销剪断；d．全对。60）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，机组发生下列不正常情况时应发出报警信号：（d）。a．水润滑轴承主用润滑水中断或降到报警规定值，备用润滑水投入；b．过速限制器动作；c．机组冷却水管内水流中断或降到报警规定值；d．全对。61）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，油压装置各压力信号器动作油压值与整定值的偏差不应超过整定值的（b）。a．±１%；b．±2%；c．±3%;d．±4%。62）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，水润滑导轴承，其润滑水的供水要求可靠，必须设置（b）的水源作润滑水水源。a．一路；b．两路独立；c．两路互通；d．两路主辅。63）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，水轮机施工安装竣工后，应移交的主要技术文件和图纸：（d）。a．水轮机的综合特性曲线；b．和运转特性曲线；c．接力器行程和导叶开度关系曲线；363
372d．全对。64）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，水轮机施工安装竣工后，应移交的主要技术文件和图纸：（d）。a．座环传力资料；b．水轮机顶盖在受力和飞逸工况下的变形计算资料；c．水轮机底环在受力和飞逸工况下的变形计算资料；d．全对。65）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，水轮机检修竣工后应移交的有关技术文件：（d）。a．水轮机及其辅助设备的检修原因和检修全过程记录；b．水轮机及其辅助设备的试验记录；c．水轮机及其辅助设备改进部分的图纸和技术资料记录；d．全对。66）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，每台水轮机应有下述内容的技术档案：（d）。a．水轮机设计、计算资料；b．水轮机安装竣工后所移交的资料；c．水轮机主要部件的质量检测报告；d．全对。67）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，每台水轮机应有下述内容的技术档案：（d）。a．水轮机检修后移交的资料；b．水轮机历年运行记录总结；c．水轮机振动摆度记录；d．全对。68）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，每台水轮机应有下述内容的技364
373术档案：（d）。a．各部轴承运行温度记录；b．各充油设备加、排油记录；c．水轮机保护和测量装置的校验记录；d．全对。69）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，每台水轮机应有下述内容的技术档案：（d）。a．其他试验记录和检查记录；b．水轮机事故和异常记录；c．按合同要求所提供的备品备件目录，特殊工具目录；d．全对。70）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，在水轮机的（a）范围内，水轮机应在技术条件规定的功率范围内稳定运行。必要时可采取提高振动稳定性的措施（如补气等）。a．最大和最小水头；b．最大和最小额定水头；c．最大和最小毛水头；d．最大和最小装置水头。71）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，水轮机需超额定功率运行时，（b）；水轮机因振动超限需限制运行范围，其具体数据均需经过试验鉴定后确定，并报上级主管部门备案认定后方可执行。a．电厂有权自主决定；b．应报上级主管部门批准；c．不需要上级部门批准；d．按市场决定。72）按照DL/T710-1999《水轮机运行规程》规定，反击式水轮机在一般水质条件下的空蚀损坏保证应符合有关国家标准规定。当水中含沙量较大时，应对水轮机的（c）量作出保证，其保证值可根据过机流速、泥沙含量、泥沙特性及水电站运行条件等由供需双方商定。a．空蚀；b．气蚀；c．空蚀磨损；d．磨损。365
37473）按照GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，按空蚀的评定标准，水电机组的运行范围有：（c）。a．高负荷短时运行范围、正常连续运行范围；b．正常连续运行范围、低负荷短时运行范围；c．高负荷短时运行范围、正常连续运行范围、低负荷短时运行范围；d．高负荷短时运行范围、低负荷短时运行范围。74）按照GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》定义，比能是单位质量流体所具有的机械能，（c）的总和。a．位置比能和速度比能；b．压力比能和速度比能；c．位置比能、压力比能和速度比能；d．位置比能和压力比能。75）按照GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，在水电机组的基准运行时间里，机组低水力比能短时运行时间不得超过（c）小时。a．30；b．40；c．50；d．60。76）按照GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，作为确定和评估空蚀保证的基础，对于每天运行时间较多的机组（例如带基荷运行的水轮机），基准运行时间为（c）小时。a.80；b．800；c．8000；d．80000。77）按照GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，作为确定和评估空蚀保证的基础，对于每天运行时间较少的机组（例如调峰运行的水轮机），基准运行时间为（c）小时。a．30；b．300；c．3000；d．30000。78）按照GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，空蚀保证值可以由（c）来限定。366
375a.最大深度；b．剥落体积；c．最大深度、剥落体积或质量损失；d．质量损失。79）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，水力性能是由于（c）动力作用于机械的各种性能参数。a．N相；b．弹性；c．流体；d．固体。80）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，流量测量的原级方法有（d）。a.重量法；b．容积法；c．移动屏幕法；d．以上都对。81）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，水力机械试验常用的流量计包括（d）。a．压差流量计；b．涡轮流量计；c．电磁流量计；d．以上都对。82）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，主要水力性能参数包括功率、流量、比能、效率、稳态飞逸。这里必须考虑（c）的影响。a．混沌；b．粘性；c．空化；d．弹性。83）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，模数转换器：将（c）的设备。a．数字信号转换为数字信号；b．模拟量信号转换模拟信号；c．模拟量信号转换为数字信号；d．数字信号转换为模拟信号。84）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，模数转换器是将（c）的设备。a．非连续的模拟量信号转换为非连续的数字信号；b．连续的模拟量信号转换为连续的数字信号；c．连续的模拟量信号转换为非连续的数字信号；d．非连续的模拟量信号转换为连续的数字信号。367
37685）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，流量的测量方法分为（c）。a)原级方法；b．次级方法；c．原级方法和次级方法；d．都不对。86）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，对于流量的测量，对于每一特定试验，都应当评估系统和随机的（c）。a)可测性；b．不可测性；c．不确定度；d．确定度。87）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，流量测量的原级方法有（c）。a)重量法；b．容积法；c．重量法、容积法，移动屏幕法；d．移动屏幕法。88）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，水力机械试验常用的流量计包括（c）。a．涡轮流量计，电磁流量计，声学流量计，涡流流量计；b．压差流量计，涡轮流量计，声学流量计，涡流流量计；c．压差流量计，涡轮流量计，电磁流量计，声学流量计，涡流流量计；d．压差流量计，涡轮流量计，电磁流量计，涡流流量计。89）进行机组快速增减负荷试验。根据现场情况使机组突变负荷，其变化量不应大于额定负荷的（a）。a)25%；b．30%；c．40%；d．50%。90）按照GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》规定，在72h连续试运行中，由于机组及相关机电设备的制造、安装质量或其他原因引起运行中断，经检查处理合格后应重新开始72h的连续试运行，中断前后的运行时间（a）。a)不得累加计算；b．可以累加计算；c．加权累加计算；d．比例累加计算。91）按照DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》规定，调速器周期性抽动的现象会引起机组（b）。a．功率（转速）非周期性摆动；368
377b．功率（转速）周期性摆动；c．功率（转速）间歇摆动；d．功率（转速）非线性摆动。92）按照DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》规定，调速器非周期性抽动的现象引起机组（a）。a．功率（转速）非周期性摆动；b．功率（转速）周期性摆动；c．功率（转速）简谐摆动；d．功率（转速）线性摆动。93）按照DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》规定，易造成调速器周期性抽动，应做重点检查的几种情况包括：（d）。a．随动系统增益过大；b．其他整定参数发生变化，超过稳定极限；c．电液转换部件回环特性过大；d．都对。94）按照DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》规定，造成调速器非周期性抽动的原因包括：（d）。a．电源电压不稳定，反馈元器件性能劣化或回路接触不良；b．调节器受到严重干扰；c．油质劣化造成阀塞卡阻等；d．都对。95）按照DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》规定，调速器振动的处理：首先切手动运行，若故障仍未消失，可判明系（b）故障，应及时停机检修。a．电子控制系统；b．机械随动系统；c．电气耦合系统；d．机械随机系统。96）按照DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》规定，调速器溜负荷的现象：在没有接到调负荷指令的情况下，机组负荷（b）的现象。369
378a．自行减少；b．自行减少或增加；c．自行增加。97）按照DL/T827-2002《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》规定，灯泡贯流式水轮发电机组启动试验前，水轮机的检查包括（d）。a．水轮机转轮已安装完工并检验合格；b．转轮叶片与转轮室之间的间隙已检查合格，且无遗留杂物；c．导水机构已安装完工、检验合格，并处于关闭状态，接力器锁定投入；d．都对。98）按照DL/T827-2002《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》规定，灯泡贯流式水轮发电机组启动试验前，水轮机的检查包括（d）。a．导叶最大开度和导叶立面、端面间隙及压紧行程已检验合格，并符合设计要求；b．主轴及其保护罩、水导轴承系统已安装完工、检验合格，轴线调整符合设计要求；c．主轴工作密封与检修密封已安装完工、检验合格，密封自流排水管路畅通；d．都对。99）按照DL/T827-2002《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》规定，灯泡贯流式水轮发电机组启动试验前，水轮机的检查包括（d）。a．检修密封经漏气试验合格，充水前检修密封的空气围带处于充气状态；b．各过流部件之间（包括转轮室与外导环、外导环与外壳体、内锥体与内导环、内导环与内壳体等）的密封均已检验合格，无渗漏情况；c．所有分瓣部件的各分瓣法兰均已把合严密，符合规定要求。d．都对。100）按照DL/T827-2002《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》规定，灯泡贯流式水轮发电机组启动试运行前的检查应包括：（d）。a．流道的检查；b．水轮机的检查；c．调速系统的检查；d．都对。101）灯泡贯流式水轮发电机组甩负荷试验，机组甩负荷时，检查项目包括：（d）。a．水轮机调速系统动态调节性能；370
379b．校核导叶接力器紧急关闭时间；c．进水流道水压上升率和机组转速上升率等均应符合设计规定；d．都对。3.4综合应用题1）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水电厂的节能技术监督的目的是什么？答：节能技术监督的目的是贯彻《中华人民共和国节约能源法》及国家、行业有关节能技术监督和节约能源的规程、规定、条例，建立健全以质量为中心、以标准为依据、以计量为手段的节能技术监督体系，实行技术责任制。使水、电、油、气的消耗率达到最佳水平，保证节能工作持续、高效、健康的发展。2）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，拦污栅前后压差监测应符合哪些要求？答：拦污栅前后压差监测应符合如下要求：（1）根据自动化程度和现场布置条件，可分别选用浮子式遥测液位计、双波纹管差压计和差压变送器等水位传感器。对污物较多的，宜选用差压变送器。（2）选用差压仪表时，仪表应布置在上游最低水位以下。对于坝后式、河床式水力发电厂，差压变送器可布置在坝内廊道或主厂房水轮机层，二次仪表可布置在中控室。（3）压差信号整定应分故障信号和停机信号。其中故障信号的整定值宜为0.8m～4m水头压差，对于低水头灯泡贯流式机组，其整定值可适当降低。事故信号的整定值应以拦污栅的设计最大荷载为上限。3）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，蜗壳测流装置设置应符合哪些要求？答：蜗壳测流装置设置应符合如下要求：（1）蜗壳测流断面宜在45°处选取。宜取3个测点，应分别布置在蜗壳顶部、外侧和下部45°处。（2）对水锤法、超声波法、流速仪法以及热力学法等蜗壳测流的率定方法，应经技术经济比较后确定。371
3804）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，超声波测流应符合哪些要求？答：超声波测流应符合如下要求：（1）在压力钢管直管段适当部位预埋探头，直管段长度不宜小于10D(D为钢管直径)。当探头布置在有压长尾水洞上时，其直管段长度不宜小于3D(D为管径)。（2）移动式超声波测流装置，宜靠近测量部位施测。5）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，尾水管测流应符合哪些要求？答：尾水管测流应符合如下要求：（1）宜选用差压法测流。（2）宜在尾水管进、出口之间选取2个测流断面，每个断面宜布置3～4个测点。（3）对于水头大于100m的水力发电厂，可采用热力学法测流；当精度要求不高时，可采用流速仪法测流。6）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水电厂节能监督包括哪些项目？答：电厂的设计、基建；生产运行、维护检修、技术改造、水力特性试验、能源计量、节约厂用电、节约技术供水。7）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，试述水力发电厂能耗监督主要综合经济技术指标、设备主要运行小指标及其考核管理要求？答：（1）水力发电厂能耗监督主要综合经济技术指标包括：a)发电量；b)厂用电率。（2）设备主要运行小指标其考核管理要求：a)单机发电机组效率；≥设计值；b)单机机组引用流量；≤设计值；c)低负荷（空载）运行时间；在一轮检修期内，机组低负荷运行时间不应超过500小时；372
381d)机组AGC/AVC投入率；≥98%；e)发电计划完成率；≥100%；f)发电耗水率；≤设计值；g)水量利用率；≥100%；h)水能利用提高率；对于多年调节水库≥2%，其它调节性能水库≥4%；i)全厂“三漏”泄漏率；控制在0.3%的范围内。8）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，水电机组水力特性试验必要的测量项目有哪些？答：（1）发电机有功功率；（2）机组过机流量；（3）上游水位，下游水位；（4）蜗壳进口断面压力；（5）尾水管出口断面压力；（6）水轮机进出口断面测压仪表中心高程差；（7）导叶开度（接力器行程）、发电机功率因数、有功功率、无功功率；（8）机组技术供水流量。9）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，节能技术监督报表对对主要技术经济指标完成情况及偏差分析有什么要求？答：分析发电量、水量利用率、水能利用提高率、厂用电率等能耗大指标完成值与计划值、去年同期和上月完成值的比较，同时应与华能集团公司节能监督指标年度考核值（或一级预警值）进行对比。10）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，水轮机的工作参数是什么，有哪些基本参数。答：水轮机的工作参数是表征水流通过水轮机时水流能量转换为转轮机械能过程中的一些特性的数据。水轮机的基本工作参数主要有水头H、流量Q、出力P、效率、转速n。11）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，水电站厂房内的供水系统有哪三部分？373
382答：包括技术供水、生活供水、消防供水。技术供水包括冷却及润滑用水，如发电机的空气冷却器、机组导轴承和推力轴承的油冷却器、水润滑导轴承、空气压缩机气缸冷却器、变压器的冷却设备等。12）按照GB/T17189-2007《水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和脉动现场测试规程》规定，什么是轴流式水轮机，有几种类型，其结构和高效率区有何不同。答：水流在导叶与转轮之间由径向流动转变为轴向流动，而在转轮区内水流保持轴向流动，轴流式水轮机的应用水头约为3～80m。轴流式水轮机在中低水头、大流量水电站中得到了广泛应用。根据其转轮叶片在运行中能否转动，又可分为轴流定桨式和轴流转桨式水轮机两种。轴流定桨式水轮机的转轮叶片是固定不动的，因而结构简单、造价较低，但它在偏离设计工况运行时效率会急剧下降，因此，这种水轮机一般用于水头较低、出力较小以及水头变化幅度较小的水电站。轴流转桨式水轮机的转轮叶片可以根据运行工况的改变而转动，从而扩大了高效率区的范围，提高了运行的稳定性。但是，这种水轮机需要有一个操作叶片转动的机构，因而结构较复杂，造价较高，一般用于水头、出力均有较大变化幅度的大中型水电站。13）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，水轮机效率试2验时在某导叶开度测得下列数据：蜗壳进口压力表读数2.26公斤/厘米，压力表中心高程88.7米，压力表所在处钢管直径D=3.35，电站下游水位84.9米，流量Q=33米/秒，发电机功率Ng=7410千瓦。今取发电机效率ηg=0.966，试求机组效率ηu与水轮机效率。水电站和水轮机的水头示意图提示：蜗壳进口处取为Ⅰ-Ⅰ断面，尾水管出口Ⅱ-Ⅱ断面。374
38322PVPVⅠⅠⅠⅡⅡⅡHEEZZⅠⅡⅠ2gⅡ2g式中E——单位重量水体的能量，m；Z——相对某一基准的位置高度，m；2P——相对压力，N/m或Pa；V——断面平均流速，m/s；——断面动能不均匀系数；——水的重度，其值为9810N/m3；g——重力加速度，9.81m/s2。式中，取α1和αп=1，尾水管出口水位和下游水位近似相等。答：Z1=88.7米，p1/γ=22.6米，2V1/2g=Q×Q/[2g/（πD/4）]=33×33/{2×9.81×（3.14×3.35×3.35/4）}=0.714米，Zп=84.9米，H=27.1米，ηu=Ng/（9.81QH）=7410/（9.81×33×27.1=0.845，η=ηu/ηu=0.845/0.966=0.875答，机组效率与水轮机效率分别为84.5%和87.5%。14）按照GB/T17189-2007《水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和脉动现场测试规程》规定，水电厂为什么要进行水利机组稳定性试验？答：为了下述目的：探讨水利机组的振动特点；分析水轮发电机组的振动规律，鉴定机组各种工况下稳定性性能及其达到的水平；检验机组设计、制造、安装、检修的质量；分析各种工况下不平衡惯性力、磁力、水力作用对机组稳定性的影响及其他不利于机组稳定运行的因素；为水电厂机组稳定运行分析和管理提供测试数据和可靠的资料；所以，水电厂必须进行水利机组稳定性试验。15）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，水利机组在哪些情况下需要进行相对效率试验？答：水利机组在下列情况下需要进行相对效率试验：375
384对不同型号的水轮机效率特性的相对比较；同型号水轮机由于装置条件的不同对效率特性的影响；评价水轮机叶片改型后的效果；评价水轮机过流部件改变后对水轮机效率的影响；测定由于泥沙磨损、汽蚀引起水轮机效率的相对变化；测定水力机组大修前后相对效率的变化值；对于转桨式水轮机，可以验证制造厂家提供的协联关系并求取真机的最优协联关系。16）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，某一水头的相对效率试验完成后，需要整理出哪些关系曲线？答：相对效率试验完成后，需要整理出的关系曲线有：相对效率—水轮机功率的关系曲线；导叶开度—水轮机功率的关系曲线；压差开方—接力器行程的关系曲线；轮叶行程—接力器行程的关系曲线；以及各水头下最优协联曲线。17）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，最大水头是什么？最大水头是允许水轮机运行的最大净水头。它对水轮机结构的强度设计有决定性的影响。18）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，最小水头是什么？答：最小水头，是保证水轮机安全、稳定运行的最小净水头。19）设计水头，是水轮机发出额定出力时所需要的最小净水头。答：设计水头，是水轮机发出额定出力时所需要的最小净水头。20）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，什么是水轮机的效率，它由哪三部分损失构成组成，并简要说明其形成。答：水轮机的效率：水轮机将水流的输入功率转变为旋转轴的输出机械功率，在这个能量转换过程中存在各种损失，其中包括水力损失、漏水容积损失和摩擦机械损失等。因而使得水轮机的输出功率总是小于水流的输入功率，水轮机输出功率与水流输入功率之比称为水轮机效率，常用表示。因而水轮机总效率是由水力效率、容积376
385效率和机械效率组成的，现分述如下：1、水轮机的水力损失水流经过水轮机的蜗壳、导水机构、转轮及尾水管等过流部件时会产生摩擦、撞击、涡流、脱流等水头损失，统称为水力损失。这种损失与流速的大小、过流部件的形状及其表面的粗糙度有关。2、水轮机的容积损失在水轮机的运行过程中有一小部分流量从水轮机的固定部件与旋转部件之间的间隙（如混流式水轮机的上、下止漏环之间；轴流式水轮机叶片与转轮室之间）中漏出，这部分流量没有对转轮作功，所以称为容积损失。3、水轮机的机械损失及机械效率在扣除水力损失与容积损失后，水轮机还得消耗一部分能量在各种机械损失上，如轴承及密封处的摩擦损失、转轮外表面与周围水之间的摩擦损失等，这部分损失就是机械损失。21）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，什么是水轮机的最优工况？答：水轮机的效率最高工况称为水轮机的最优工况。实现水轮机最优工况时，要实现进口水流无撞击和最优水流出口条件。实践证明，当稍小于90，水流在出口略带正向（即与转轮旋转方向相同）圆2周分量时，可使水流紧贴尾水管管壁而避免产生脱流现象，反而会使水轮机效率略有提高。22）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，为什么反击式水轮机不宜在偏离设计低水头和偏离设计低出力下运行?答：（1）反击式水轮机在偏离设计低水头和低出力下运行时，可能产生以下危害：1．由于较大地偏离设计工况，因而在转轮叶片入口处产生撞击损失以及在出口处水流激烈旋转，不仅大大地降低水轮机的效率，而且会增加水轮机的振动和摆度，使汽蚀情况恶化。水轮机工况偏离设计工况越远，这种不良现象就越严重。2．由于水头低，水轮机的出力达不到额定值，同时在输出同一出力时，水轮机的引用流量要增加。377
3863．水头低就意味着水位过低，有可能出现有压水流变为无压水流，容易造成水流带气，甚至形成气团，使过水压力系统不能稳定运行，特别是在甩负荷的过渡过程中，容易造成引水建筑物和整个水电站发生振动。4．可能卷起水库底部的淤积泥沙，增加引水系统和水轮机的磨损。（2）水轮机在低出力下运行时，机组的效率（包括水轮机和发电机的效率）会明显下降，发出同样的出力，水轮机的引用水量增加。为了减轻水轮机的汽蚀、振动、噪声、泥沙磨损和提高机组效率，反击式水轮机都规定了最小出力限制。混流式为额定出力的50%。转桨式由于其桨叶角度可以随负荷改变，大大改善了工作性能，其最小出力限制为水轮机刚进入协联工况时的出力；定桨式水轮机最好在额定出力附近运行。23）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，简述比转速的物理意义。答：比转速是水轮机的一个相似数；比转速也反映了机组转速的大小；比转速的公式也表明了在一定水头下，水轮机的出力和过流能力的大小；比转速也反映了动能经济技术的指标，比转速越大，机组转速增加，机组尺寸减小，减轻机组中粮和降低水电站的投资。比转速是相对运行工况而言，不同的运行工况，比转速不同。24）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，简述水轮机的模型试验的意义答：按相似理论，模型水轮机的工作完全能反映任何尺寸的原型水轮机。模型水轮机的运转规模比真机运转规模小的多，费用小，试验方便，可以根据需要随意变动工况。能在较短的时间内测出模型水轮机的全面特性。将模型试验所得到的工况参数组成单位转速n11和单位流量Q11后，并分别以它们作为纵坐标及横坐标，按效率相等工况点连线所得到的曲线图称为综合特性曲线。此综合特性曲线不仅表示了模型水轮机的工作性能，同样地反映了与该模型水轮机几何相似的所有不同尺寸，工作在不同水头下的同类型真实水轮机的工作特性。水轮机制造厂可从通过模型试验来检验原型水力设计计算的结果，优选出性能良好的水轮机，为制造原型水轮机提供依据，向用户提供水轮机的保证参数。水电设计部门可根据模型试验资料，针对所设计的电厂的原始参数，合理地进行选型设计，并378
387运用相似定律利用模型试验所得出的综合特性曲线，绘出水电站的运转特性曲线。为运行部门提供发电依据，水电厂运行部门可根据模型水轮机试验资料，分析水轮机设备的运行特性，合理地拟定水电厂机组的运行方式，提高水电厂运行的经济性和可靠性。当运行中水轮机发生事故时，也可以根据模型的特性分析可能产生事故的原因。25）按照GB/T15469.1-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，空化和空蚀的存在对水轮机运行极为不利，其影响主要表现在哪几方面？答：空化和空蚀的存在对水轮机运行极为不利，其影响主要表现在以下几方面破坏水轮机的过流部件，如导叶、转轮、转轮室、上下止漏环及尾水管等。降低水轮机的出力和效率，因为空化和空蚀会破坏水流的正常运行规律和能量转换规律，并会增加水流的漏损和水力损失。空化和空蚀严重时，可能使机组产生强烈的振动、噪音及负荷波动，导致机组不能安全稳定运行。缩短了机组的检修周期，增加了机组检修的复杂性。空化和空蚀检修不仅耗用大量钢材，而且延长工期，影响电力生产。26）按照GB/T15469.1-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，简述水轮机空化、空蚀的基本类型类型答：根据空化和空蚀发生的条件和部位的不同，一般可分为以下四种：（1）翼型空化和空蚀。翼型空化和空蚀是由于水流绕流叶片引起压力降低而产生的。叶片背面的压力往往为负压。当背面低压区的压力降低到环境汽化压力以下时，便发生空化和空蚀。这种空化和空蚀与叶片翼型断面的几何形状密切相关，所以称为翼型空化和空蚀。翼型空化和空蚀是反击式水轮机主要的空化和空蚀形态。翼型空化和空蚀与运行工况有关，当水轮（2）间隙空化和空蚀。间隙空化和空蚀是当水流通过狭小通道或间隙时引起局部流速升高，压力降低到一定程度时所发生的一种空化和空蚀形态。间隙空化和空蚀主要发生混流式水轮机转轮上、下迷宫环间隙处，轴流转桨式水轮机叶片外缘与转轮室的间隙处，叶片根部与轮毂间隙处，以及导水叶端面间隙处。（3）局部空化和空蚀。局部空化和空蚀主要是由于铸造和加工缺陷形成表面不平整、砂眼、气孔等所引起的局部流态突然变化而造成的。例如，转桨式水轮机的局部空化和空蚀一般发生在转轮室连接的不光滑台阶处或局部凹坑处的后方；其局部空化379
388和空蚀还可能发生在叶片固定螺钉及密封螺钉处，这是因螺钉的凹入或突出造成的。混流式水轮机转轮上冠泄水孔后的空化和空蚀破坏，也是一种局部空化和空蚀。（4）空腔空化和空蚀。空腔空化和空蚀是反击式水轮机所特有一种漩涡空化，尤其以反击式水轮机最为突出。当反击式水轮机在一般工况运行时，转轮出口总具有一定的圆周分速度，使水流在尾水管产生旋转，形成真空涡带。当涡带中心出现的负压小于汽化压力时，水流会产生空化现象，而旋转的涡带一般周期性地与尾水管壁相碰，引起尾水管壁产生空化和空蚀，称为空腔空化和空蚀。总上所述，混流式水轮机的空化和空蚀主要是翼型空化和空蚀，而间隙空化和空蚀和局部空化和空蚀仅仅是次要的；而转桨式水轮机是以间隙空化和空蚀为主；对于冲击式水轮机的空化和空蚀主要发生在喷嘴和喷针处，而在水头的分水刃处由于承受高速水流而常常有空蚀发生。在上述四种空化和空蚀中，间隙空化和空蚀、局部空化和空蚀一般只产生在局部较小的范围内，翼型空化和空蚀则是最为普遍和严重的空化和空蚀现象，而空腔空化和空蚀对某些水电站可能比较严重，以致影响水轮机的稳定运行27）按照GB/T15469.1-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，根据个人工作经验，谈谈运行中减轻水轮机汽蚀破坏的措施。答：减轻水轮机汽蚀破坏的措施有：（1）合理拟定电站的运行方式，避开可以产生严重汽蚀的运行工况区域。一般讲，水轮机在低水头低出力下运行最容易产生汽蚀，有的水轮机在某一区域出现汽蚀，可从水压表、真空表摆动的情况及尾水管内部的撞击爆炸声、顶盖内部水流炒豆似的杂音等现象摸索出规律，然后尽量避免长期在这中不利工况下运行。（2）采用补气装置，向尾水管内送入空气，以破坏尾水管中高真空的水流涡带。（3）在通常工况下，偏离设计工况越大，汽蚀破坏的可能性就越大。所以应以运转特性曲线为准尽量在最优工况区运行。（4）对转桨式水轮机要按协联关系运行，最好是电厂实际的相对效率试验，求得最佳的协联关系。（5）运行中不得大于给定的允许吸出高度HS值。380
38928）按照GB/T15469.1-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，根据个人的实际观测和经验，谈谈水轮机抗空化的措施答：水轮机抗空化的措施应着力于以下几个方面：a、改善水轮机的水力设计翼型的空化和空蚀是水轮机空化和空蚀的主要类型之一，而翼型的空化和空蚀与很多因素有关，诸如翼型本身的参数、组成转轮翼栅的参数以及水轮机的运行工况等等。实践证明，叶型设计得比较合理时，可避免或减轻空化和空蚀。为了减小间隙空化的有害影响，尽可能采用小而均匀的间隙。近年来的试验研究表明，改进尾水管及转轮上冠的设计能有效减轻空腔空化，提高运行稳定性。主要改进方面为加长尾水管的直锥管部分和加大扩散角，因为这样有利于提高转轮下部锥管上方的压力，以削弱涡带的形成，此外，加长转轮的泄水锥，它对于控制转轮下部尾水管进口的流速也起到重要作用，并显著地影响涡带在尾水管内的形成以及压力脉动。所以，改进泄水锥能有效地控制尾水管的空腔空化。在水轮机选型设计时，要合理确定水轮机的吸出高度H，水轮机的比转速N，SS空化系数。比转速越高，空化系数越大，要求转轮埋置越深，选型经验表明，这三个参数应最优配合选择。对于在多泥砂水流中工作的水轮机，选择较低比转速的转轮、较大的水轮机直径和降低H值将有利于减轻空蚀和磨损的联合作用。Sb、提高加工工艺水平，采用抗蚀材料加工工艺水平直接影响着水轮机的空化和空蚀性能，性能优良的转轮必须依靠加工质量来保证，我国水轮机空化和空蚀破坏严重的重要原因之一，就是加工制造质量较差，普遍存在头部型线不良（常为方头）、叶片开口相差较大、出口边厚度不匀、局部鼓包、波浪度大等制造质量问题，因此局部空化和空蚀破坏较严重。另外，转轮叶片铸造与加工后的型线，应尽量能与设计模型图一致，保证原型与模型水轮机相似。提高转轮抗蚀性能的另一有效措施是采用优良抗蚀材料或增加材料的抗蚀性和过流表面采用保护层。抗蚀材料应具有韧性强、硬度高、抗拉力强、疲劳极限高、应变硬化好、晶格细、好的可焊性等综合性能。目前从冶金和金属材料情况看，只有不锈钢和铝铁青铜近似地兼有这些特性。所以，目前倾向于采用以镍铬为基础的各类高强度合金不锈钢，并采用不锈钢整铸或铸焊结构，或以普通碳钢或低合金钢为母材，堆焊或喷焊镍铬不锈钢作表面保护层，后者方案比较经济。381
390c、改善运行条件并采用适当的运行措施水轮机的空化和空蚀与水轮机的运行条件有着密切的关系，而人们在翼型设计时，只能保证在设计工况附近不发生严重空化，在这种情况下，一般而言，不会发生严重的空蚀现象。但在偏离设计工况较多时，翼型的绕流条件、转轮的出流条件等将发生较大的改变，并在不同程度上加剧翼型空化和空腔空化。因此，合理拟定水电厂的运行方式，要尽量保持机组在最优工况区运行，以避免发生空化和空蚀。对于空化严重的运行工况区域应尽量避开，以保证水轮机的稳定运行。在非设计工况下运行时，可采用在转轮下部补气的方法，对破坏空腔空化空蚀，减轻空化空蚀振动有一定作用。目前中小型机组常采用自然补气和强制补气两种方法。29）按照GB/T15469.1-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，空蚀和泥沙磨损主要有哪些特征？答：空蚀的主要特征：a空蚀失去的金属表面呈海绵状的针孔，表面呈灰暗无光泽蜂窝及透空。b金属疏松脱落。若表面覆盖有抗蚀材料，空蚀会绕过表面抗蚀覆盖层，而在底层母材上深入发展。c空蚀一般只在叶片背面发生。泥沙磨损的主要特征：a过流部件呈现与水流方向一致的刮痕、小磨沟及鱼鳞坑。b磨蚀部位保持金属的光泽和金属密实得金相显微组织。c磨蚀主要发生在叶片的正面，但背面也遭受磨蚀。当空蚀、泥沙磨损作用相当时，破坏部位建有两者的特征。30）按照GB/T15469.1-2008水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》规定，水轮机的泥沙磨损的基本规律是什么?答：泥沙磨损的基本规律是：①磨损量与沙粒硬度成正比；②磨损量与水流含沙量成正比；③磨损量与沙粒直径成正比；④局部磨损与水流分离频率成正比；⑤磨损量与磨损时间成正比；⑥水轮机常用材料随硬度的提高抗磨性也有所提高；⑦汽蚀加剧磨损。31）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，在水轮机的工作特性曲线上，有哪三个重要的特征382
391点？答：在水轮机的工作特性曲线上，有三个重要的特征点。（1）当功率为零时，流量不为零，此处的流量Q称为空载流量，对应的导叶开度称空载开度。这时的流量很小，水流作用于转轮的力矩仅够克服阻力而维持转轮以额定转速旋转，没有输出功率。（2）效率最高点对应的流量为最优流量。（3）功率曲线最高点处的功率，称为极限功率，对应的流量称为极限流量。32）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，水轮机主要综合特性曲线纵、横坐标是什么？主要有哪些等值线？答：水轮机主要综合特性曲线是指以单位转速n和单位流量Q为纵、横坐标而1111绘制的若干组等值曲线，这些等值线表示出了同系列水轮机的各种主要性能。在图中常绘出下列等值线：①等效率线；②导叶（或喷针）等开度a0线；③等空化系数线；④混流式水轮机的出力限制线；⑤转桨式水轮机转轮叶片等转角线。这种主要综合特性曲线一般由模型试验的方法获得，因此，又称为模型综合特性曲线。不同类型的水轮机，其模型综合特性曲线具有不同的特点，掌握它们的特点，对于正确选择水轮机及分析水轮机的性能是很重要的。33）按照GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》规定，5%出力限制线有何作用？混流式水轮机模型综合特性曲线上通常标有5%出力限制线，它是某单位转速下水轮机的出力达到该单位转速下最大出力的95%时各工况点的连线。绘制出力限制线的目的是考虑到水轮机在最大出力下运行时，不可能按正常规律实现功率的调节，而且，在超过95%最大功率运行时，效率随流量的增加而降低，且效率降低的幅度超过流量增加的幅度，因此水轮机的出力反而减小了，从而使调速器对水轮机的调节性能较差。为了避开这些情况，并使水轮机具有一定的出力储备，因此，将水轮机限制在最大出力的95%（有时取97%）范围内运行。34）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，影响机组稳定性的主要因素。383
392答：水轮机的参数匹配不合理，运行将偏离最优工况，不仅效率低，更重要的是影响机组的稳定运行。部分负荷下的尾水管压力脉动是混流式水轮机的固有特性，此时转轮出口水流形成的速度矩，将造成局部真空，即涡带。该涡带在尾水管底板的作用下，形成一个激振源，可上下反复传递，造成留到内的压力变化与水头变化，损坏尾水管管壁，出现机组功率不稳定及产生机组振动与噪声，且尾水管高度越小，压力脉动就越大，其危害也越严重。混流式水轮机转轮都存在进口空蚀现象，主要危害发生在低单位转速，这是由于高水头远离最优工况，导叶开度小，转轮进口水流正冲角大，水流在叶片头部产生脱流造成的，严重时，进口空蚀将会导致叶片头部的严重破坏，并有可能产生叶道涡，影响机组稳定运行。在低水头中高负荷下，水流以负冲角绕流叶片，一般说来。由于负冲角较小，形成脱流空化的可能性较小，最小水头对应的单位转速与最优单位转速比值大于1.25时，才会出现脱流空化，而且形成在叶片的高压区，因此对转轮的影响也要小得多，且在低水头区域运行时，电站高度负值也较大，不足以对机组稳定产生影响。空蚀引起的振动，如吸出高度选择不合适，水轮机在运行区域内将产生严重空蚀，这势必引起机组的振动。过流部件出口出现卡门涡。如卡门涡的频率与某些过流部件的固有频率接近，就容易引起机组振动。机组结构设计如果不合理，将从水利和机械两方面加剧上述因素对机组稳定性的影响。35）按照GB/T17189-2007《水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和脉动现场测试规程》规定，水轮机振动研究的主要方法有哪些？答：水轮机振动研究的主要方法有：理论方法，数值方法，模型试验和真机试验。36）按照GB/T17189-2007《水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和384
393脉动现场测试规程》规定，水轮机为什么会出现抬机现象?运行中如何防止?答：水轮机在甩去负荷时，尾水管内出现真空，形成反水击，以及水轮机进入水泵工况，产生的水泵升力而形成反向水推力，只要反向轴向力大于机组转动部分的总重量，就会使机组转动部分抬起一定的高度，此现象称为抬机。抬机现象在低水头且有长尾水管的轴流式水轮机中常见。预防抬机的措施有：（1）在保证机组甩负荷后其转速上升不超过规定的条件下，可适当延长导叶的关闭时间或导叶采用分段关闭；（2）采取措施减少转轮室的真空度，如向转轮室内补入压缩空气，装设在顶盖上的真空破坏阀要求经常保持动作准确、灵活；（3）装设限制抬机高度的限位装置，当机组出现抬机时，由限位装置使抬机高度限制在允许的范围内，以免设备损坏。37）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，水轮机运行任务是什么？答：水轮机运行是水电站水轮发电机组运行的一个重要方面，为使机组安全、可靠、稳定地生产电能，必需对参加电能生产的所有动力设备进行定期的检查和日常维护，对水轮机进行的操作、检查和维修是水轮机运行的基本任务。38）按照DL/T1066-2007《水电站设备检修管理导则》规定，检修前应做好的准备工作有哪些?答：认真做好检修前的各项准备工作，是完成检修任务的首要条件。（1）人员的组织。充分做好动员工作，组织好各班组的劳动力，平衡施工进度，编制班组作业计划，组织劳动竞赛。将工作任务分解，落实到人。每一个工作面都应由技术比较全面、熟悉设备和系统的人担任工作负责人。工作负责人不仅应对所担负的工作全面负责，还应是安全监护人。全体施工人员应在了解全面工作的基础上弄清楚自己应做的工作，即熟悉图纸，熟悉设备，了解自己所检修设备的工作原理、拆装和修理的方法。385
394（2）工器具准备。工器具是完成检修工作任务的物质基础。检修前应根据检修项目，检查专用工具（包括安全用具）是否齐全完好；检查必需的工具是否足够；专用机械、起重设备和其他起重机械有无缺陷，是否可用。如果有问题应及时处理，必要时还应对起重设备进行一些试验，以确保其完好可用。（3）物资准备。做好物资准备，包括材料、备品、安全用具、消防器材等。根据检修项目，编制大修需要材料、工具、备件及量具仪表等清单。清点库存备品数量，若有不足应及时补充。检修所需的材料应在开工前采购回来，并送到班组。（4）编制计划。检修前，根据年度检修计划、设备缺陷、运行情况、上次大修总结、小修查核结果，以及决定采用的技术革新项目和先进经验等，进行现场查对，深入分析各项资料，做好必要的设计、试验和鉴定工作，落实检修计划项目。根据检修计划和设备缺陷记录，以及改进工程项目等资料编写检修项目、计划工时和网络计划，做到科学合理。根据网络计划安排班组的施工进度，并在设备拆开后，根据检查结果进行最后修正。同时绘制必要的图纸，印好原始记录表格等，以及编制各施工项目的具体技术措施和安全措施，特别是技术改进项目的技术措施，更应认真做好，并向施工人员进行技术交底。（5）编制检修设备一览表、大修项目表、施工进度表和大修准备工作进度表。准备好检修工作场地，并绘制场地布置图。工作场地的布置，特别是大部件的摆放，要做到井然有序，不要影响其他机组的运行，还要考虑放置大设备场地的承载能力，同时要给检修工作创造一个较好的工作环境。39）按照DL/T5186—2004《水力发电厂机电设计规范》规定，水电站压缩空气系统的作用是什么?答：水电站压缩空气系统主要有以下用途：（1）提供制动用气；（2）调速系统和蝶阀的压油槽充气，使操作油压保持在一定范围的前提下，保证有一定的压缩空气；（3）机组作调相运行时压下水位，使水轮机转轮离开水面而在空气中转动，以减386
395少损耗；（4）高压空气开关的操作和灭弧、高压开关触头间的绝缘和灭弧都靠压缩空气；（5）其它用途：如吹风、风动工具及隔离开关的气动操作等。40）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在水能利用上进行节能？答：（1）加强与专业气象、水文部门的合作，提高中长期水文预报精度，指导年度发电计划的编制。（2）加强水量利用率和水能利用提高率的监督，按期填报水库节能指标。（3）每年汛期前应对水文情报站网进行巡检，确保各站点设备正常运行。水文情报站网发生故障时，应及时检修，保证数据的实时性和准确性。（4）水情测报系统应能准确可靠地采集和传输水情信息及相关信息、进行统计计算处理和储存、生产相应的报表和查询结果、提供符合要求的水文预报。（5）与调度部门建立日常协调联系机制，共享分析成果，讨论水力发电厂最合理运行方式，争取达到电网安全运行与水库最佳运行有机结合。（6）充分考虑枢纽安全、防汛、水情、通航和水资源综合利用的情况下，优化水库调度，合理控制运行水位，在允许范围内保持水库高水位运行，充分利用汛前汛后的水量，根据实时洪水预报进行水库优化调度，降低发电耗水率，提高水能利用率。（7）梯级水库群应按设计要求以全梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，逐步实现水库的优化调度，制定梯级水库群的调度规则及调度图。实施中正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。（8）水库调度运行中，严禁水库长期处于低水位运行。除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。（9）加强对机组进水口拦污栅的运行维护工作，做好机组进水口拦污、清污工作，及时清除积渣，严格控制拦污栅前后压差，减少水头损失。41）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在机组经济运行上节能？387
396答：（1）运行调度管理单位应根据入库流量预报及设备工况，提出发电计划并上报调度中心，水力发电厂按上级调度管理部门下达的发电计划执行。（2）尽量提高机组负荷率，优化自动发电控制和自动电压控制（AGC、AVC）运行方案，减少机组低负荷连续长期运行。对于投入两项功能的水力发电厂要求AGC/AVC投入率≥98％。（3）机组应在安全稳定运行区运行，开停机时应合理通过振动区。（4）机组运行期间，应加强对机组各运行参数的监视，确保机组安全稳定运行，机组各参数不应超过允许值。（5）在一轮检修期内，机组低负荷（空载）运行时间不应超过500小时。（6）根据各台机组的运行特性，优化运行机组组合方式，按等微增率原则并考虑机组的振动区和补气区，合理分配各机组的负荷，提高单机负荷率，减少开停机次数。（7）严格按水库调度图安排出力，尽量避免机组带低负荷运行，降低发电耗水率。（8）对水轮机模型综合特性曲线进行处理，按机组的效率特性提供微机监控下水力发电厂经济运行的基本数据，并通过现场机组水力特性试验进行验证，以经济合理的运行方式和最佳组合进行经济调度。（9）开展对机组的运行工作水头、调速系统的轮叶协联（双调机组）、不同水头下的机组出力等的检测、试验与记录，并提出分析报告，同时校正与优化机组（双调）协联曲线。（100）在一定的发电水头下，机组出力平稳并保持在相应水头的高效率区运行，降低发电耗水率。42）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在维护和检修上开展节能技术监督？答：（1）涉及设备节能的维护、检修与技改要建立健全管理制度，从计划、方案、措施、备品备件、工艺、质量、过程检查、验收、评价、考核、总结等各个方面进行全388
397过程规范，为设备的安全、经济运行打好基础。设备技术档案和台帐应进行动态维护。（2）设备检修的工期与周期应符合发、输、变电设备检修的相关规定，遵循“应修必修，修必修好”的原则，结合中、长期水情预报，科学、适时安排机组检修及设备维护，尽量缩短检修工期，减少检修弃水。（3）加强在线监测技术设备维护，推行及完善专家诊断系统，逐步实行“状态检修”，提高机电设备可用小时。（4）对机组经济性运行影响较大，需要通过设备检修解决的缺陷，检修完成后要进行经济性能和指标的测试及考核。（5）新投产机组或机组大修后，应按GB/T20043《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》规定的主要性能试验项目和规定的要求进行测试，确定机组振动区。（6）加强水库泄洪设施的运行维护及检修管理，提高泄洪设施健康水平，确保水库蓄水及防洪调度正常运行。（7）定期开展水库冲沙工作，降低库区泥沙淤积。（8）加强尾水河道管理，进行尾水渠清理，降低尾水位。严禁在尾水河道弃渣，确保尾水河道畅通。43）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在技术改造上开展节能技术监督工作？答：（1）应重视技术进步，加强涉及水电行业相关节能新技术、新设备、新材料和新工艺的信息收集，掌握节能技术动态，结合实际情况积极推广应用，对现有发供电设备进行完善和技术改造，达到充分发挥设备能力、提高运行可靠性、节能降耗的目的。（2）对重大节能改造项目要进行经济技术可行性研究，制定改造方案，落实施工措施，有计划地结合设备检修进行施工，对改造的效果做出评估。（3）定期分析评价全厂生产系统、设备的运行状况，根据设备状况、现场条件、389
398改造费用、预期效果、投入产出比等确定节能技改项目，编制中长期节能技术改造项目规划和年度节能项目计划，按年度计划实施节能技术改造项目。（4）应积极推广应用高效、节能的照明灯具、电动机、风机、泵类等设备，以及先进的用能监测和控制等技术。（5）提高机组监控系统、调速装置、励磁调节器等自动化程度及可靠性，减少值班人员的操作项目、缩减开停机操作时间过程。（6）对设计不合理的发电机通风冷却系统进行技术改造，改善空气流通，降温散热，提高发电机带负荷能力。（7）完善自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC）功能，实现厂内发电机组的最佳经济运行。44）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在水力特性试验上开展节能技术监督工作？答：（1）水力特性试验按GB/T20043《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》规定执行，对试验方法、试验数据处理方法、测点数量、仪表精度、试验持续时间、试验次数等遵循标准规定，确保试验结果的精度。对试验数据及结果，要在认真分析的基础上，对设备的性能进行评价，必要时提出改进措施建议，并形成报告。（2）通过单台机的水力特性，绘制出机组实际运转特性曲线，进而进行整个水力发电厂的动力特性试验，以取得单机及全厂的动力特性实测值，而后整理成微增率特性曲线。（3）通过现场效率试验，取得机组在试验水头下的水轮机实际效率特性曲线，即水轮机效率与出力的关系曲线以及流量与机组出力关系曲线，机组出力与耗水率关系曲线。（4）对于安装蜗壳流量计的水力发电厂，在效率试验中采用比较法率定蜗壳流量计的流量系数K值曲线。实现运行机组流量与效率的监测并为统计水轮机耗水率提供390
399数据。（5）水轮机的其他特性，如气蚀、机组振动、尾水管压力脉动等特性都与效率有关，在研究机组其他特性时往往需要参考其效率特性，有必要与同工况下的效率特性同时测定。（6）通过效率试验测取引水管路水头损失的特性和机组的一些特征技术参数。除需要测定发电机有功功率和水轮机流量值外，还需要测定上游水位、下游水位、水轮机进口断面压力和流速、水轮机出口断面压力和流速、水轮机进出口断面测压仪表中心高程差以及导叶开度、接力器行程、发电机功率因数、频率、无功功率。（7）水电机组水力特性试验各技术参数监督参见附录A.2。（8）水轮机效率与设计值相比降低2个百分点时，应对水轮机进行检修工作。45）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在能源计量上开展节能技术监督工作？（1）能量计量设备选型应选择稳定性好、易维护的主流计量设备生产厂家的产品。电能、水能计量设备选型时应咨询上级电测、热工计量量值传递部门，选用先进的、稳定的、可靠的满足计量工作需要及维护方便的设备。（2）能量计量设备选型必须严格按设计审查确定的计量设备进行。所选设备（含进口设备）生产厂家必须具有计量器具制造许可资质，且其产品必须经过国家法定或授权计量检定机构检定合格。（3）提高电能计量管理水平，确保设备安全稳定运行和电能计量的准确、可靠，在关口电能计量装置的选型、安装、验收、运行维护等方面实行全过程管理。（4）发电机出口，主变压器出口，高、低压变压器，高压备用变压器、用于结算的上网线路的电能计量装置精度等级应不低于DL/T448《电能计量装置技术管理规程》的规定，现场检验率应达100%，检验合格率不低于98%。（5）非生产用电应配齐计量表计，电能表精度等级不低于1.0级，检验合格率不低于95%。46）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何391
400在节约厂用电上开展技术监督工作？（1）水力发电厂应根据年度安全生产指标，对水力发电厂厂用电率进行分解落实，并制定《水力发电厂厂用电控制调整方案》。水力发电厂厂用电率不大于0.1～0.8%。（2）积极推广先进的节电技术、工艺、设备，依靠技术进步，根据各系统和设备的优化分析，落实节电技术改造项目：如改造低效水泵和提高通风系统效率；杜绝“大马拉小车”的不合理现象；淘汰国家公布的高耗能机电设备。（3）通过试验编制主要辅机运行特性曲线，在运行中特别是低负荷运行时，对辅机进行经济调度。如：排水系统中，根据机组漏水量确定水泵的运行台数，进行经济合理分配。（4）对运行效率较低的风机、水泵，要根据其型式、与系统匹配情况和机组负荷调节情况等，采取更换叶轮、导流部件及密封装置，或定速改双速、改变频调速等措施，进行有针对性的技术改造，以提高其运行效率。（5）对运行时间较长的损耗较高的电动机、变压器，应结合检修或消缺，进行节能改造或直接更换为损耗较低的新型设备。（6）建立厂用电管理办法，规范检修用电管理。（7）随着季节的变化和机组运行情况的改变，厂用设备（如主变冷却器、通风机、电加热等设备）的运行方式应及时作出相应的变更。（8）对照明系统进行技术改造及节能管理。47）按照华能Q/HN-1-0000.08.045-2015《水力发电厂节能监督标准》规定，如何在节约技术供水上开展节能技术监督工作？（1）对于闭式循环冷却系统，要采取防止结垢和腐蚀的措施。应根据水源和气象条件的季节性变化及机组负荷的增减等因素，对冷却水系统进行水量调节。（2）根据电站的实际情况和各用水设备的要求，既要节约厂用电又要考虑节水。392
401参考文献（火电部分）[1]沈维道，蒋智敏，童钧耕.工程热力学（第三版）.北京：高等教育出版社，2001[2]车得福.锅炉（第二版）.西安：西安交通大学出版社，2008[3]樊泉桂.锅炉原理.北京：中国电力出版社，2008[4]康松，杨建明，胥建群.汽轮机原理.北京：中国电力出版社，2000[5]姚秀平.燃气轮机与联合循环.北京：中国电力出版社，2010[6]李青，高山，薛彦廷.火力发电厂节能技术及其应用.北京：中国电力出版社，2007[7]电力行业职业技能鉴定指导中心编.锅炉运行值班员（第二版）.北京：中国电力出版社，2008[8]电力行业职业技能鉴定指导中心编.汽轮机运行值班员（第二版）.北京：中国电力出版社，2009[9]电力行业职业技能鉴定指导中心编.热力网值班员.北京：中国电力出版社，2002[10]电力行业职业技能鉴定指导中心编.水泵值班员（第二版）.北京：中国电力出版社，2008393
402参考文献（水电部分）[1]于波，肖惠民.水轮机原理与运行.北京：中国电力出版社，2008[2]袁蕊，田子勤.水轮机检修.北京：中国水利水电出版社，2004[3]陈选奎.水电站测试技术.北京：中国电力出版社，2005[4]袁俊森.水电站.郑州：黄河水利出版社，2010394
403附录A火力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试大纲1编制依据为了促进《中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》的贯彻和落实，规范中国华能集团公司火力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试工作，进一步提高中国华能集团公司节能技术监督专责人员的技术水平，现依据《中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》的规定和要求，特制定本考试大纲。2适用范围本大纲适用于中国华能集团公司所属各火力发电企业（含供热机组）节能技术监督专责人员持证上岗的培训、考试。3报考条件报考人员应具备电厂热能动力类中级及以上职称，并从事节能技术监督相关专业工作3年以上。4考试方式节能技术监督专责人员上岗资格考试采取集团公司统一命题，闭卷考试的方式。考试试卷满分为100分，其中专业知识30分，管理基础知识25分，标准规范知识45分。考试时间：120分钟。考试试题形式：名词解释、判断题、选择题、问答题，计算题。5考试范围及内容节能技术监督专责人员上岗资格考试内容包括专业知识、管理基础知识、标准规范知识等三部分。395
4045.1专业知识范围及内容5.1.1能源与能量转换基础知识应主要了解和掌握的知识点：1）能源分类，一次能源、二次能源；可再生能源，不可再生能源。中国能源概况。2）工程热力学基本定律，朗肯循环、再热循环、回热循环，循环的热效率和分析。常用能源转换关系。3）传热学基本原理。三种传热方式。4）流体力学基本知识。5.1.2节能基础知识应主要了解和掌握的知识点：1）热力发电厂基础知识。熟悉并掌握热力发电厂动力循环及其热经济性评价方法。熟悉发电厂的热力系统，熟悉给水除氧、回热循环、蒸汽再热循环。熟悉电厂中的泵和风机理论与运行。熟悉火电厂输煤系统及供水系统设备与运行。熟悉火电厂的除尘和除灰系统。2）节能基础知识。熟悉火电厂经济指标定义与指标管理。了解火力发电厂能耗现状与节能技术措施。熟悉火力发电机组热力系统节能理论；熟悉火力发电厂节能指标分析方法，熟悉等效焓降法；熟悉耗差分析法。了解火力发电厂节能评估。熟悉燃料管理内容、节水管理内容。5.1.3锅炉专业知识（一）锅炉本体1）熟悉并掌握锅炉的分类、工作原理及其结构特点。2）熟悉并掌握煤种成分及其对燃烧与运行的影响。3）了解锅炉炉膛参数的合理取值。4）熟悉并掌握煤的燃烧特性指标及混煤最佳掺烧比的确定方法。396
4055）熟悉并掌握煤的燃烧着火过程及其强化措施。6）了解锅炉炉内传热及受热面对流传热及其强化。7）熟悉锅炉热平衡计算，熟悉并掌握锅炉热效率的影响因素与提高途径。8）熟悉锅炉运行优化调整，熟悉锅炉氧量与漏风控制；锅炉排烟温度的控制；飞灰含碳量的监测与控制。9）熟悉锅炉本体检修过程、工艺标准、工序。10）掌握锅炉本体检修节能项目及节能监督重点。（二）空气预热器1）熟悉并掌握锅炉空气预热器分类、工作原理与结构特点。2）熟悉设备常见故障、缺陷及其产生原因、处理措施。3）熟悉设备对机组经济性的影响，熟练掌握优化运行方法，运行节能监督项目、监督指标及监督重点。4）熟悉并掌握空气预热器积灰及其防治。5）了解回转式空气预热器密封系统的改造技术。（三）制粉系统设备1）熟悉制粉系统分类、工作原理，结构特点。2）熟悉并掌握制粉系统适用范围，优化运行方法，节能监督项目、监督指标及监督重点。3）熟悉并掌握煤粉细度调整方法。4）熟练掌握制粉系统设备检修节能项目及节能监督重点。（四）除灰除渣系统设备1）熟悉除灰除渣系统分类、工作原理，结构特点。2）熟悉并掌握除尘系统适用范围，优化运行方法，节能监督项目、监督指标及监督重点。3）了解除灰除渣系统运行调整方法。4）熟练掌握除灰除渣系统设备检修节能项目及节能监督重点。397
406（五）锅炉辅机（一次风机、送风机、引风机、增压风机等）1）熟悉并掌握一次风机、送风机、引风机、增压风机的结构、工作原理和作用。2）熟悉辅机的常见故障、缺陷及其产生原因、处理措施。3）掌握辅机启停节电方法、辅机优化运行调整方法、运行节能监督指标及监督重点。4）掌握辅机检修节能项目及节能监督重点。（六）热力试验熟悉锅炉性能试验方法，熟悉空预器漏风试验方法，熟悉锅炉效率试验。5.1.4火电厂汽轮机专业知识（一）汽轮机本体1）熟悉并掌握汽轮机结构及汽轮机级的工作原理。2）了解汽轮机进汽阻力损失和排汽阻力损失。3）了解汽轮机在变工况下的工作。4）了解配汽方式及其对定压运行机组变工况的影响。5）熟悉并掌握滑压运行的经济性与安全性。6）熟悉汽轮机本体通流部分检修过程、工艺标准、工序。7）掌握汽轮机本体通流部分检修节能项目及节能监督重点。（二）汽轮机凝汽设备1）熟悉并掌握汽轮机凝汽设备（凝汽器、抽气器、真空泵、冷却塔、空冷岛，等）的工作原理、任务和类型。2）熟悉汽轮机凝汽设备常见故障、缺陷及其产生原因、处理措施。3）熟悉汽轮机凝汽设备对机组经济性的影响，熟练掌握凝汽设备优化运行方法，运行节能监督项目、监督指标及监督重点。4）熟练掌握汽轮机凝汽设备检修节能项目及节能监督重点。（三）回热系统1）熟悉并掌握汽轮机回热系统加热器及除氧器的结构、工作原理和作用。398
4072）熟悉汽轮机回热系统设备（高低加、除氧器）设备常见故障、缺陷及其产生原因、处理措施。3）熟练掌握回热系统优化运行方法、运行节能监督项目及监督重点。4）熟练掌握回热系统检修节能项目及节能监督重点。（四）旋转辅机（泵与风机）类1）熟悉并掌握旋转辅机（凝泵、偱泵、给水泵及空冷风机）的结构、工作原理和作用。2）熟悉旋转辅机的常见故障、缺陷及其产生原因、处理措施。3）掌握旋转辅机启停节电方法、辅机优化运行调整方法、运行节能监督指标及监督重点。4）掌握旋转辅机检修节能项目及节能监督重点。（五）汽轮机专业的热力性能试验1）熟悉汽轮机专业的热力性能试验项目、试验方法、试验过程、试验计算方法及结果、试验依据的规程、试验测量仪表要求等。2）熟练掌握热力试验监督重点。5.1.5燃机专业知识1）熟悉并掌握燃机系统的结构、工作原理和作用。2）熟悉燃机系统的常见故障、缺陷及其产生原因、处理措施。3）掌握燃机系统启、停方法、运行优化运行调整方法、运行节能监督指标及监督重点。4）掌握燃机系统检修节能项目及节能监督重点。5.1.6火电厂能源监督（一）燃料监督1）熟练掌握火电厂入厂煤检斤检质方法及要求、节能监督重点。2）熟练掌握入炉煤的采制化及计量管理要求、节能监督重点。399
4083）熟练掌握月度燃料盘点的要求及监督重点。4）熟练掌握煤场配煤、煤场管理要求及监督重点。5）熟练掌握降低热值差、场损、水分的方法。6）掌握全厂燃料平衡方法、燃料平衡依据的规程。（二）水的监督1）熟练掌握电厂取、用、排、耗水情况及计量表计安装配置情况。2）熟练掌握水系统表计定期校验情况及监督重点。3）熟练掌握电厂节水项目及监督重点。4）掌握全厂水平衡试验方法、试验过程、试验计算方法及结果、试验依据的规程、试验测量仪表要求等。（三）电的监督1）熟练掌握生产用电、非生产用电情况及计量表计安装配置情况。2）熟练掌握各电量表计定期校验情况及监督重点。3）了解火电厂节电项目及监督重点。4）熟悉6KV辅机节电优化运行项目及技改项目，掌握监督重点。5）掌握全厂电平衡方法、电平衡依据的规程。（四）热的监督1）熟练掌握对外供热情况及计量表计安装配置情况。2）熟练掌握对外供热表计定期校验情况及监督重点。3）掌握热平衡方法、依据的规程。5.2管理基础知识1）发电企业节能技术监督组织机构和职责应了解和掌握的知识点：节能技术监督组织机构的构成、各级技术监督人员的职责。2）发电企业节能技术监督管理制度、实施细则应了解和掌握的知识点：发电企业节能技术监督管理制度、实施细则的编写原则、400
409主要内容。1）熟悉并掌握节能技术监督的范围。2）熟悉并掌握节能技术监督主要指标。3）熟悉并掌握节能技术监督档案内容要求。4）熟悉并掌握锅炉、汽轮机各类技术档案（设备厂家的技术资料、图表、曲线、报告、设备台帐、检修台帐/记录、巡检记录、检修文件包/作业指导书、检修总结、运行规程、检修规程、系统图、运行记录、运行分析、定期试验记录等）的管理要求。5）熟悉并掌握节能技术监督定期工作及其要求。6）熟悉并掌握机组运行阶段节能监督内容和重点。7）熟悉并掌握机组检修阶段节能监督内容和重点。8）熟悉并掌握节能监督年度工作计划。9）熟悉并掌握节能监督范围内的仪表、阀门（安全门）校验计划、校验结果等。10）熟悉并掌握Q/HN-1-0000.08.049-2015中国华能集团公司《电力技术监督管理办法》。11）熟悉并掌握Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》有关监督网络及职责、监督工作计划、定期试验、监督预警管理等方面的内容。5.3标准规范知识应熟悉但不局限于以下标准：（一）节能管理1）《中华人民共和国节约能源法》（2016年7月修订）2）DL/T1051-2007《电力技术监督导则》3）DL/T1052-2007《节能技术监督导则》4）Q/HN-1-0000.08.025-2015《火力发电厂燃煤机组节能监督标准》5）《中国华能集团公司火电工程设计导则》（2010年）6）《华能火力发电机组节电技术导则》（2010年）401
4107）《华能火力发电机组节能降耗技术导则》（2010年）8）国电发[2001]476号《火电厂节约用水管理办法（试行）》9）国电发[2001]477号《火电厂节约用油管理办法（试行）》10）电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》11）GB/T2587-2009《用能设备能量平衡通则》12）GB/T2588-2000《设备热效率计算通则》13）GB/T2589-2008《综合能耗计算通则》14）GB/T3484-2009《企业能量平衡通则》15）GB/T6422-2009《用能设备能量测试导则》16）GB13234-2009《企业节能量计算办法》17）GB/T13471-2008《节电技术经济效益计算与评价方法》18）GB/T15316-2009《节能监测技术通则》19）GB/T15317-2009《燃煤工业锅炉节能监测》20）GB/T15587-2008《工业企业能源管理导则》21）GB/T16614-1996《企业能量平衡统计方法》22）GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》23）GB/T18916.1-2012《取水定额第1部分：火力发电》24）GB21258-2013《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》25）GB/T21369-2008《火力发电企业能源计量器具配备和管理要求》26）GB/T23331-2012《能源管理体系要求》27）GB/T26925-2011《节水型企业火力发电行业》28）GB/T28557-2012《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》29）GB/T28749-2012《企业能量平衡网络图绘制方法》30）GB/T28750-2012《节能量测量和验证技术通则》31）GB/T28751-2012《企业能量平衡表编制方法》32）DL/T254-2012《燃煤发电企业清洁生产评价导则》402
41133）DL/T255-2012《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》34）DL/T299-2011《火电厂风机、水泵节能用内反馈调速装置应用技术条件》35）DL/T339-2010《低压变频调速装置技术条件》36）DL/T384-2010《9FA燃气-蒸汽联合循环机组运行规程》37）DL/T586-2008《电力设备监造技术导则》38）DL/T606.1-2014《火力发电厂能量平衡导则第1部分：总则》39）DL/T606.2-2014《火力发电厂能量平衡导则第2部分：燃料平衡》40）DL/T606.3-2014《火力发电厂能量平衡导则第3部分：热平衡》41）DL/T606.4-1996《火力发电厂电能平衡导则》42）DL/T606.5-2009《火力发电厂能量平衡导则第5部分：水平衡试验》43）DL/T686-1999《电力网电能损耗计算导则》44）DL/T783-2001《火力发电厂节水导则》45）DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》46）DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》47）DL/T934-2005《火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程》48）DL/T994-2006《火电厂风机水泵用高压变频器》49）DL/T1111-2009《火力发电厂厂用高压电动机调速节能导则》50）DL/T5435-2009《火力发电工程经济评价导则》51）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》52）GB50660-2011《大中型火力发电厂设计规范》53）DL/T5437-2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》54）华能安[2007]421号《华能集团公司防止电力生产事故重点要求》（二）锅炉专业标准1）GB/T211-2007《煤中全水分的测定方法》2）GB/T212-2008《煤的工业分析方法》403
4123）GB474-2008《煤样的制备方法》4）GB9222-2008《水管锅炉受压面元件强度计算》5）GB10184-1988《电站锅炉性能试验规程》6）GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》7）GB/T16507-1996《固定式锅炉建造规程》8）GB/T17116-1997《管道支吊架》9）GB/T18021-2000《设备及管道绝热层表面热损失现场测定表面温度法》10）GB/T18666-2014《商品煤质量抽查与验收办法》11）GB/T19494.1-2004《煤炭机械化采样第1部分：采样方法》12）GB25960-2010《动力配煤规范》13）DL/T332.1-2010《塔式炉超临界机组运行导则第1部分：锅炉运行导则》14）DL/T340-2010《循环流化床锅炉启动调试导则》15）DL/T435-2004《火电厂煤粉锅炉炉膛防爆规程》16）DL/T455-2008《锅炉暖风器》17）DL/T467-2004《电站磨煤机及制粉系统性能试验》18）DL/T469-2004《电站锅炉风机现场性能试验》19）DL/T520-2007《火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则》20）DL/T567.1-2007《火力发电厂燃料试验方法第1部分：一般规定》21）DL/T610-1996《200MW级锅炉运行导则》22）DL/T611-1996《300MW级锅炉运行导则》23）DL612-1996《电力工业锅炉压力容器监察规程》24）DL/T681-2012《燃煤电厂磨煤机耐磨件技术条件》25）DL/T747-2010《发电用煤机械采制样装置性能验收导则》26）DL/T748.1~10-2001《火力发电厂锅炉机组检修导则第1~10部分》404
41327）DL/T750-2001《回转式空气预热器运行维护规程》28）DL/T777-2012《火力发电厂锅炉耐火材料》29）DL/T831-2015《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》30）DL/T852-2004《锅炉启动调试导则》31）DL/T964-2005《循环流化床锅炉性能试验规程》32）DL/T1034-2006《135MW等级循环流化床锅炉运行导则》33）DL/T1106-2009《煤粉燃烧结渣特性和燃尽率一维火焰炉测试方法》34）DL/T1127-2010《等离子点火系统设计与运行导则》35）DL/T1165-2012《炉底干式排渣破碎及关断装置》36）DL/T1445-2015《电站煤粉锅炉燃煤掺烧技术导则》37）DL/T5072-2007《火力发电厂保温油漆设计规程》38）DL/T5142-2002《火力发电厂除灰设计规程》39）DL/T5145-2012《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》40）DL/T5210.2-2009《电力建设施工质量验收及评价规程第2部分：锅炉机组》41）DL/T5240-2010《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》42）电安生[1993]457号《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）》43）能源部电[1992]1069号《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》44）国能安全[2014]161号《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（三）汽机专业标准1）GB/T5578-2007《固定式发电用汽轮机规范》2）GB/T6075.2-2012《机械振动在非旋转部件上测量评价机器的振动第2部分：50MW以上，额定转速1500r/min、1800r/min、3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机》3）GB/T8117.1～8117.2-2008《汽轮机热力性能验收试验规程》405
4144）GB/T11348.2-2012《机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动第2部分：功率大于50MW、额定工作转速1500r/min、1800r/min、3000r/min、3600r/min陆地安装的汽轮机和发电机》5）GB/T13399-2012《汽轮机安全监视装置技术条件》6）GBT14100-2009《燃气轮机验收试验》7）GB/T28559-2012《超临界及超超临界汽轮机叶片》8）GB/T28686-2012《燃气轮机热力性能试验》9）DL/T244-2012《直接空冷系统性能试验规程》10）DL/T300-2011《火电厂凝汽器管防腐防垢导则》11）DL/T332.2-2010《塔式炉超临界机组运行导则第1部分：汽轮机运行导则》12）DL/T552-1995《火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法》13）DL/T581-2010《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》14）DL/T711-1999《汽轮机调节控制系统试验准则》15）DL/T834-2003《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》16）DL/T839-2003《大型锅炉给水泵性能现场试验方法》17）DL/T863-2004《汽轮机启动调试导则》18）DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》19）DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》20）DL/T933-2005《冷却塔淋水填料、除水器、喷溅装置性能试验方法》21）DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》22）DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》23）DL/T1141-2009《火电厂除氧器运行性能试验规程》24）DL/T5210.3-2009《电力建设施工质量验收及评价规程第3部分：汽轮发电机组》406
41525）JB/T5862-1991《汽轮机表面式给水加热器性能试验规程》26）JB/T8059-2008《高压锅炉给水泵技术条件》27）JB/T9633-1999《凝汽器胶球清洗装置》28）JGJ_173-2009《供热计量技术规程》29）Q/HN-1-0000.08.022-2015《火力发电厂汽轮机监督标准》6参考资料6.1专业知识1)工程热力学（第三版），沈维道，蒋智敏，童钧耕，高等教育出版社：20012)传热学（第四版），杨世铭，陶文铨，高等教育出版社：20063)锅炉（第二版），车得福，西安交通大学出版社：20084)锅炉原理，樊泉桂，中国电力出版社：20085)汽轮机原理，康松，杨建明，胥建群，中国电力出版社：20006)泵与风机，安连锁，中国电力出版社：20087)热力发电厂（第二版），郑体宽，中国电力出版社：20088)燃气轮机与联合循环，姚秀平，中国电力出版社：20109)发电企业节能降耗技术，西安热工研究院，中国电力出版社：201010)汽轮发电机组振动诊断，张学延，中国电力出版社：200811)火力发电厂节能技术及其应用，李青，高山，薛彦廷，中国电力出版社：200712)汽轮机设备系统及运行（1000MW火力发电机组培训教材），胡念苏，中国电力出版社：200913)锅炉设备系统及运行（1000MW火力发电机组培训教材），朱全利，中国电力出版社：201014)汽轮机设备检修（600MW火电机组系列培训教材），中国大唐集团公司、长沙理工大学，中国电力出版社：201015)锅炉设备检修（600MW火电机组系列培训教材），中国大唐集团公司、长沙407
416理工大学，中国电力出版社：201016)单元机组集控运行（600MW火电机组系列培训教材），中国大唐集团公司、长沙理工大学，中国电力出版社：201017)锅炉设备及其系统（第二版）（600MW火电机组系列培训教材），华东六省一市电机学会，中国电力出版社：200618)火电厂汽机设备及运行（大型火电厂生产技术人员培训系列教材），韩中合，中国电力出版社：200219)300MW火力发电机组运行与检修技术培训教材汽轮机分册，望亭发电厂，中国电力出版社：20026.2管理知识1）中国华能集团公司《电力技术监督管理办法》，2010年2月20日颁布实施。6.3标准规范知识同5.3。408
417附录B水力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试大纲1编制依据为了促进《中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》的贯彻和落实，规范中国华能集团公司水力发电厂节能技术监督专责人员上岗资格考试工作，进一步提高中国华能集团公司节能技术监督专责人员的技术水平，现依据《中国华能集团公司电力技术监督专责人员上岗资格管理办法（试行）》的规定和要求，特制定本考试大纲。2适用范围本大纲适用于中国华能集团公司所属各水力发电企业节能技术监督专责人员持证上岗的培训、考试。3报考条件报考人员应具备中级及以上职称，并从事节能技术监督相关专业工作3年以上。4考试方式节能技术监督专责人员上岗资格考试采取集团公司统一命题，闭卷考试的方式。考试试卷满分为100分，其中专业知识30分，管理基础知识25分，标准规范知识45分。考试时间：120分钟。考试试题形式：名词解释、判断题、选择题、填空题、问答题，计算题。5考试范围及内容节能技术监督专责人员上岗资格考试内容包括专业知识、管理基础知识、标准规范知识等三部分。5.1专业知识范围及内容409
4185.1.1水电厂基础知识应主要了解和掌握的知识点：水电站建筑物及装设的各种水电站设备的主要结构、类型、工作参数；水轮机工作原理及特性；相似理论和模型试验；水轮机的空蚀（汽蚀）现象；水轮机特性曲线等。5.1.2水轮机检修应主要了解和掌握的知识点：水轮机检修的分类、项目和主要质量标准；节能各主要部件检修的工艺和要求。5.1.3水电站测试技术应主要了解和掌握的知识点：水电站的监测系统及常用仪器的使用与维护；水轮机效率试验、稳定性试验、调速系统动特性试验、机组汽蚀试验、主要部件力特性试验的目的、原理、方法及成果分析等。5.2管理基础知识1）发电企业节能技术监督组织机构和职责2）应了解和掌握的知识点：节能技术监督组织机构的构成、各级技术监督人员的职责。3）发电企业节能技术监督管理制度、实施细则4）应了解和掌握的知识点：发电企业节能技术监督管理制度、实施细则的编写原则、主要内容。5）节能技术监督主要指标名称、定义。6）节能技术监督档案内容要求。7）中国华能集团公司Q/HN-1-0000.08.049-2015《电力技术监督管理办法》应了解和掌握的知识点如下内容：1）范围；2）规范性引用文件；410
4193）总则；4）机构与职责；5）技术监督范围；6）技术监督管理；7）评价与考核；8）附录A《中国华能集团公司技术监督预警管理实施细则》；9）附录B《技术监督信息速报》；10）附录C《技术监督现场评价报告》。5.3标准规范知识应了解和掌握以下节能监督范围内设备设计、制造、运行、维护方面的有关法规，国家、行业技术标准、规范、规程知识。1)中华人民共和国主席令[2007]第77号《中华人民共和国节约能源法》2)电安生[1997]399号《电力工业节能技术监督规定》3)GB/T2587-2009《用能设备能量平衡通则》4)GB/T2900.45-2006《电工术语水电站水利机械设备》5)GB/T3484-2009《企业能量平衡通则》6)GB/T3485-1998《评价企业合理用电技术导则》7)GB/T6422-2009《用能设备能量测试导则》8)GB/T9652.1-2007《水轮机控制系统技术条件》9)GB/T9652.2-2007《水轮机控制系统试验》10)GB/T10969-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机通流部件技术条件》11)GB/T13234-2009《企业节能量计算办法》12)GB/T14478-2012《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》13)GB/T15316-2009《节能监测技术通则》14)GB/T15468-2006《水轮机基本技术条件》15)GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定》16)GB/T15469.2-2007《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第2部分：411
420蓄能泵和水泵水轮机的空蚀评定》17)GB/T15587-2008《工业企业能源管理导则》18)GB/T15613.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第1部分：通用规定》19)GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》20)GB/T15613.3-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第3部分：辅助性能试验》21)GB17167-2006《用能单位能源计量器具配备和管理通则》22)GB/T17189-2007《水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和脉动现场测试规程》23)GB17621-1998《大中型水电站水库调度规范程》24)GB/T19184-2003《水斗式水轮机空蚀评定》25)GB/T20043-2005《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》26)GB/T21717-2008《小型水轮机型式参数及性能技术规定》27)GB/T21718-2008《小型水轮机基本技术条件》28)GB/T22140-2008《小型水轮机现场验收试验规程》29)GB/T22581-2008《混流式水泵水轮机基本技术条件》30)GB/T23331-2012《能源管理体系要求》31)GB/T28545-2012《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机更新改造和性能改善导则》32)GB/T28557-2012《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》33)DL/T443-1991《水轮发电机组设备出厂检验一般规定》34)DL/T444-1991《反击式水轮机气蚀损坏评定标准》35)DL/T445-2002《大中型水轮机选用导则》36)DL/T496-2001《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》37)DL/T507-2014《水轮发电机组起动试验规程》38)DL/T563-2004《水轮机电液调节系统及装置技术规程》39)DL/T586-2008《电力设备用户监造技术导则》412
42140)DL/T751-2014《水轮发电机运行规程》41)DL/T792-2013《水轮机调节系统及装置运行与检修规程》42)DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》43)DL/T1003-2006《水轮发电机组推力轴承润滑参数测量方法》44)DL/T1051-2007《电力技术监督导则》45)DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》46)DL/T1068-2007《水轮机进水液动碟阀选用、试验及验收导则》47)DL/T1246-2013《水电站设备状态检修管理导则》48)NB/T35035-2014《水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定》49)DL/T5186-2004《水力发电厂机电设计规范》50)DL/T5208-2005《抽水蓄能电站设计导则》51)JB/T6752-2013《中小型水轮机转轮静平衡试验规程》52)JB/T8191-2008《电工术语水轮机控制系统》53)JB/T10484-2004《大型水轮机主轴技术规范》54)SL142-2008《水轮机模型浑水验收试验规程》55)SL321-2005《大中型水轮发电机基本技术条件》56)Q/HN-1-0000.08.045-2015中国华能集团公司《水力发电厂节能监督标准》57)Q/HN-1-0000.08.049-2015中国华能集团公司《电力技术监督管理办法》6参考资料6.1专业知识1）《水轮机原理与运行》．于波、肖惠民主编．中国电力出版社．2008.112）《水轮机检修》．袁蕊、田子勤主编．中国水利水电出版社．2004.13）《水电站测试技术》．陈选奎主编．中国电力出版社．2005.14）《水电站》.袁俊森.黄河水利出版社.2010.46.2管理知识Q/HN-1-0000.08.049-2015中国华能集团公司《电力技术监督管理办法》，2015年5月1日颁布实施。413
4226.3标准规范知识GB/T6075.5-2002《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第5部分：水力发电厂和泵站机组》GB/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》GB/T9652.1-2007《水轮机控制系统技术条件》GB/T9652.2-2007《水轮机控制系统试验》GB/T10969-2008《水轮机、蓄能泵和水泵节能通流部分技术条件》GB11120-1989《L-TSA汽轮机油》GB/T11348.5-2008《旋转机械转轴径向振动的测量和评定第5部分：水力发电厂和泵站机组》GB/T11805-2008《水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件》GB/T14478-1993《大中型节能进水阀门基本技术条件》GB/T14541-2005《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》GB/T15468-2006《水轮机基本技术条件》GB/T15469.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵节能空蚀评定第1部分：反击式节能的空蚀评定》GB/T15469.2-2007《水轮机、蓄能泵和水泵节能空蚀评定第2部分：蓄能泵和水泵节能的空蚀评定》GB/T15613.1-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第1部分：通用规定》GB/T15613.2-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第2部分：常规水力性能试验》GB/T15613.3-2008《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机模型验收试验第3部分：辅助性能试验》GB/T17189-2007《水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机）振动和脉动现场测试规程》414
423GB/T19184-2003《水斗式水轮机空蚀评定》GB/T20043-2005《水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程》GB/T21717-2008《小型水轮机型式参数及性能.技术规定》GB/T21718-2008《小型水轮机基本技术条件》GB/T22140-2008《小型水轮机现场验收试验规程》GB/T22581-2008《混流式水泵水轮机基本技术条件》DL/T443-1991《水轮发电机组设备出厂检验一般规定》DL/T445-2002《大中型水轮机选用导则》DL/T496-2001《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》DL/T556-1994《水轮发电机组振动检测装置设置导则》DL/T563-2004《水轮机电液调节系统及装置技术规程》DL/T571-2007《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》DL/T586-2008《电力设备用户监造技术导则》DL/T641-2005《电站阀门电动执行机构》DL/T710-1999《水轮机运行规程》DL/T751-2001《水轮发电机运行规程》DL/T792-2001《水轮机调速器及油压装置运行规程》DL/T801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》DL/T817-2002《立式水轮发电机检修技术规程》DL/T827-2002《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》DL/T838-2003《发电企业设备检修导则》DL/T1051-2007《电力技术监督导则》DL/T1055-2007《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》DL/T1066-2007《水电站设备检修管理导则》DL/T5066-1996《水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定》415
424DL/T5070-1997《水轮机金属蜗壳安装焊接工艺导则》DL/T5071-1997《混流式水轮机分瓣转轮组装焊接工艺导则》DL/T5186-2005《水力发电厂机电设计规范》JB/T8660-1997《水电机组包装、运输和保管规范》DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》Q/HN－1－0000.08.045—2015《中国华能集团公司水力发电厂节能监督技术标准》416
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