什么叫发电煤耗和供电煤耗？
发电厂的燃料消耗量（折算成标准煤）与发电量之比，叫发电煤
耗。单位：kg／（kw•h）。
发电厂中发电量扣除厂用电，实际供出的电量所消耗的燃料（折
算成标准煤）叫供电煤耗。单位是 kg／（kw•h）。
什么叫机组补水率？
锅炉与汽轮机在运行中，为了保证水汽品质合格，需排出一
些汽水，如锅炉连续排污、定期排污、除氧器排汽等。还有些由于运
行设备泄漏，造成的汽水损失，加上事故状态下的疏排放汽、水。故
机组在生产过程中要定期补水。电厂一般根据不同类型的机组制定出
一定的补水率，即补水量与锅炉蒸发量之比。
什么叫发电厂的煤耗率？
发电厂生产单位电能和热能所耗用的燃料量，称为发电厂的
煤耗率。
什么叫制粉电耗？
在制粉过程中，制出 1t 煤粉，制粉设备所消耗的电量。单位是 kw
•h／t。
锅炉负荷变化时，其效率如何变化？为什么？
因为每台锅炉都有一个经济负荷范围，一般都在锅炉额定负荷的
75％～90％左右，超过此负荷，效率要下降，低于此负荷，效率也要
下降。因为每台锅炉的炉膛和烟道容积是固定的，当超出额定负荷时，
会使燃料在炉膛停留时间过短。没有足够的时间燃尽就被带出炉膛，
造成 q4 热损失增大；因烟气量大，烟气流速和烟温大于正常值，造
成排烟损失大，其效率降低。在低负荷运行时，由于炉膛温度下降较
多，燃烧扰动减弱，固体不完全燃烧热损失增加，锅炉效率也会降低。
什么叫锅炉的经济负荷？
当锅炉负荷变化时，其效率也随之变化。锅炉负荷在 75％～
85％范围时，其效率最高。我们把锅炉效率最高时的负荷称为经济负
荷。
在经济负荷以下时效率低的主要影响因素是炉内温度低，不
完全燃烧损失增大所致。此时若负荷增加，其效率也增高。
在经济负荷以上时，效率低的主要影响因素是排烟损失增大。此
时锅炉效率随着负荷增加而下降。
为什么在计算锅炉热效率时采用低位发热量而不采用高位发热
量？
低位发热量与高位发热量的区别在于低位发热量没有计入燃
料燃烧产物中的水蒸气潜热，而高位发热量计入了燃料燃烧产物中的
水蒸气潜热。
设计锅炉时，为了防止空气预热器被腐蚀，要使空气预热器的管
壁温度高于露点，也即排烟中的水蒸气没有凝结放出潜热。所以计算
锅炉热效率时应采用低位发热量。
提高锅炉给水温度有什么意义？
提高给水温度无论是蒸发量保持不变还是燃料量不变，都不
能提高锅炉效率。但提高给水温度可以提高发电厂的循环热效率，从
而降低发电煤耗。
发电厂热效率等于锅炉效率、汽轮机效率。管道效率及发电
机效率四者之积。汽轮机的热效率很低，一般为 30％～40％，这是
因为汽轮机将蒸汽的热能转变为机械能时不可避免地要产生冷源损
失。温度和压力很高的蒸汽在汽轮机内膨胀做功后，从未级叶片出来
的蒸汽温度和压力都很低，为了使蒸汽能充分膨胀，凝汽器内应维持
很高的真空度，同时为了使膨胀做功后的蒸汽回到锅炉中去，必须将
汽轮机的排汽凝结成水，用水泵打入锅炉形成热力循环。汽轮机的排
汽进入凝汽器，由冷却水将排汽凝结成水，并将排汽的潜热带走，这
部分热量约占主蒸汽含热量的 50％以上。这部分热量对凝汽式电厂
来说不但不可避免，而且也无法利用。这就使得发电厂循环热效率只
有 30％左右，采用单一介质循环的世界上效率最高的机组也仅略超
过 40％。
如果将在汽轮机中膨胀做了一部分功的蒸汽抽出来加热给水，
蒸汽的潜热得到完全利用。由于这部分蒸汽既发了电，又避免了冷源
损失，发电厂循环热效率显著提高，所以几乎所有的发电机组都有利
用汽轮机抽汽加热的给水加热器用来提高水温。当给水温度较低时，
提高给水温度，发电机组的效率提高较多，当给水温度较高时，再提
高给水温度，发电机组效率提高不多，而设备投资和检修费用却大大
增加。根据计算，不同参数机组最经济合理的给水温度是不同的。
为什么常采用反平衡法来锅炉热效率？
如果采用正平衡法求锅炉热效率，则需要求得单位时间内锅
炉消耗的燃料量。而燃料量，特别是燃煤量的测定较困难，且不易准
确，使求得的锅炉热效率误差较大。
锅炉各项热损失的测量容易比较准确，而且测出锅炉各项热
损失后，可以掌握锅炉检修或运行中存在的问题，为解决这些问题，
提高锅炉热效率指明了方向。所以，反平衡法求锅炉热效率被广泛采
用。
什么是反平衡法求锅炉热效率？
用测出的锅炉各项热损失(q2、q3、q4、q5 和 q6)的方法求得
锅炉热效率的方法称为反平衡法。
η＝ql＝ 100％－q2－q3－q4－q5－q6
式中 q1——有效利用热量占送入锅炉总热量的百分数；
q2——排烟热损失占送入锅炉总热量的百分数；
q3——化学不完全燃烧热损失占送入锅炉总热量的百分
数；
q4——机械不完全燃烧热损失占送入锅炉总热量的百分
数；
q5——散热损失占送入锅炉总热量的百分数；
q6——灰渣物理热损失占送入锅炉总热量的百分数。
什么是正平衡法求锅炉热效率？
用锅炉有效利用热量与送入锅炉的热量之比的方法求出锅炉
热效率，称为正平衡法。
为什么锅炉负荷比额定负荷稍低时热效率最高？
对于一台已经投产的锅炉，散热损失所占的比例比较少，且
随负荷变化不大。除液态排渣炉外，锅炉的灰渣物理热损失 q6 很小，
可忽略不计。因此，锅炉热效率主要决定于排烟热损失 q2、化学不
完全燃烧热损失 q3 和机械不完全燃烧热损失 q4。
排烟热损失 q2，决定于排烟温度和过量空气系数，过量空气
系数随负荷变化很小，而排烟温度则随负荷的增加而增大。q3 和 q4
在额定负荷和稍低于额定负荷时基本没有变化。如果负荷
再进一步降低，则由于炉膛温度降低，q3 和 q4 将会增加，如果
包覆过热器 q3 和 q4 增加的幅度大于 q2 减少的幅度，则锅炉热效率
降低。如果负荷稍高于额定负荷，则 q3 和 q4 基本不变，而 q2 增加，
锅炉热效率必然降低。如果负荷高于额定负荷较多，则由于燃料在炉
膛内停留的时间显著减少，导致 q2、q3 和 q4 增大，锅炉热效率将显
著下降。因此锅炉负荷在稍低于额定负荷时效率最高。
什么是散热损失 q5
当锅炉运行时，炉墙、钢架、管道和某些部件的温度总是高
于周围空气温度，由于锅炉向空气散热所形成的热量损失占输入热量
的百分率称为散热损失，用 q5 表示。
影响散热损失的因素有：炉墙的砌筑质量，水冷壁敷设的多
少，金属部件保温层的材料性能及厚度，锅炉结构是否紧凑，周围空
气温度及流动情况。
在上述各项因素相同的情况下，q5 随着锅炉容量的增加而减
小。因为炉子的外表面积不是与锅炉容量成正比增加，而是小于锅炉
容量的增加，即锅炉容量增加一倍，其表面积增加不到一倍。q5 还
与负荷有关，q5 随着负荷的减少而增加。
露天或半露天布置的锅炉，由于周围空气温度较低和空气流
动较快，其散热损失 q5，较室内布置的锅炉大。
什么是机械不完全燃烧热损失 q4？
燃料中固体可燃物本完全燃烧形成的热损失占输入热量的百
分率，称为机械不完全燃烧热损失，用 q4 表示。
机械不完全燃烧热损失由三部分组成：
（1）从炉排漏入灰坑的煤；
(2)灰渣中的可燃物；
(3)随烟气排出炉外飞灰中的可燃物。
q4 通常是仅次于排烟热损失 q2 的一项热损失。当链条炉燃
用的煤质很差，或操作不当时，其 q4 有可能超过 q2。
燃煤炉因燃用的煤质和燃烧方式不同，q4 的变化幅度较大，
大约为 0．5％～8％。通常液态排渣煤粉炉的 q4 最低，链条炉的 q4
最大，固态排渣的煤粉炉的 q4 在两者之间。
燃用液体或气体燃料的锅炉，不存在炉排漏煤的问题，灰渣
和飞灰的数量极少，烟气中仅含数量极少的炭黑，燃油炉可能有少量
焦粒，所以 q4 很小，正常情况下可以忽略不计。
为什么气体燃料的着火温度很低，易于燃烧，炉膛温度很高，排
烟中仍含有可燃气体而形成化学不完全燃烧热损失？
气体燃料的化学活性很高，即使在常温下，也可用一根火柴，甚
至一个火花将气体燃料与空气的混合物点燃。气体燃料易于燃烧，且
燃烧速度很快。那为何炉膛温度高达 1400～1600℃，在排烟中仍含有
可燃气体而形成化学不完全燃烧热损失，煤粉喷火炉膛后，在火焰和
高温烟气的加热下，首先是水分析出，紧接着是挥发分析出并裂解为
可燃气体。挥发分是以气态的形式燃烧的。在挥发分析出气化的过程
中，会形成对空气的排挤作用，造成局部地区空气不足。由于受炉膛
容积热负荷下限的制约，炉膛的体积有限，燃料在炉膛内停留的时间
很短，仅有几秒钟。虽然炉膛内总的空气量是过剩的，但气体燃料仍
然难于在这样短的时间内与空气充分均匀地混合，达到完全燃烧，所
以，炉膛出口烟气中常含有少量可燃气体。
烟气进入水平烟道和竖井烟道后，由于温度降低和可燃气体
的浓度很低，烟气中的少量可燃气体难以再进行燃烧，因而形成化学
不完全燃烧热损失。
通常煤的挥发分含量越高，挥发分析出的速度也越快，煤粉
中以气体燃料形式燃烧的比例越多，挥发分气化对空气的排挤作用越
明显，排烟中不完全燃烧的可燃气体越多。由于煤的挥发分主要是重
碳氢化合物，而重碳氢化合物在高温和空气不足的情况下，大部分分
解为 CO 和 H2，所以，排烟中的可燃气体主要是 CO 和 H2。
当煤粉炉燃用挥发分较高的煤（＞25％）时，排烟中的可燃
气体形成的不完全燃烧热损失约为 0．5％。当煤粉炉燃用无烟煤或
半无烟煤时，因挥发分含量很少，ｑ3 很小，可以忽略不计。
链条炉虽然是层燃炉，但是煤中挥发分析出气化后，仍然是
在燃料层上方的炉膛空间燃烧的。由于链条炉炉膛内可燃气体与空气
混合的条件比煤粉炉差，其化学不完全燃烧热损失比煤粉炉大，少约
为 1％。
什么是化学不完全燃烧热损失？
排烟中含有可燃气体，如 CO、H2、CH4、CｍHｎ等，由此
而形成的热损失占输入热量的百分率称为化学不完全燃烧热损失，
用 q3 表示。因为可燃气体中含有的化学能未被利用，随烟气带走，
所以称为化学不完全燃烧热损失。煤粉炉 q3 较小，一般不超过 0．5
％，当锅炉燃用液体或气体燃料时 q3 较大，一般在 1%～1．5%范围
内。
怎样降低排烟热损失？
从设计制造方面来讲，可以增大空气预热器的传热面积，以
降低排烟温度。但是降低排烟温度有个限度，一方面当排烟温度比较
低时，随着烟气温度的进一步降低，与空气的温差减少，即空气预热
器的传热面积增加很多，烟气温度却降低很少；另一方面当排烟温度
较低，预热器管的壁温低于烟气露点时，会发生低温腐蚀，运行一二
年就要更换预热器，严重时半年就要更换。所以在设计时，锅炉排烟
温度不能太低。
从运行方面来讲，保证锅炉燃烧良好，防止冒黑烟，定期除
灰、保持受热面清洁，降低过量空气系数、减少漏风，都可以有效地
降低排烟热损失。
什么是排烟热损失？是怎样形成的？
烟气离开最后一级传热面——空气预热器时，温度约为 120～
160℃，含有大量的热量，这部分热量未被利用而从烟囱排出。这部
分热量损失占输入热量的百分率称为排烟热损失，用 q2 表示。
燃烧所需要的空气是送风机送入的冷风，如果没有暖风器，
则风温为室温。如果是负压锅炉，则从炉膛和尾部烟道漏入的也是冷
风。从冷空气变为 120～160℃的排烟，必然要消耗一部分燃料，所以
形成了排烟热损失。很显然，排烟温度越高，空气预热器后的过量空
气系数越大，排烟热损失超大。
锅炉有哪几种热损失？
无论什么类型的锅炉，其热损失都由下列各项组成：
（1）排烟热损失ｑ2；
（2）化学不完全燃烧热损失ｑ3；
（3）机械不完全燃烧热损失ｑ4；
（4）散热损失ｑ5；
（5）灰渣物理热损失ｑ6。
各种锅炉燃用的燃料不同，燃烧方式和排渣方式不同，上述
各项热损失所占的比例不一样。
例如，燃油燃气锅炉，因油、气中的灰分很少，其灰渣物理
热损失通常忽略不计。
锅炉的输入热量主要来自哪些方面？有效利用热包括哪些？
对应于 1kg 燃料输入锅炉的热量，通常包括燃料的低位发热量，
燃料的物理显热，雾化燃油所用蒸汽带人的热量等。
锅炉有效利用热包括过热蒸汽带走的热量、再热蒸汽带走的热量、
锅炉排污水带走的热量等。
为降低锅炉各项热损失应采取哪些措施？
(1)为降低排烟损失 q2 应选择合理的过量空气系数，消除烟道
各处漏风，运行中应及时对受热面进行吹灰打焦，并注意监视给水、
锅水和蒸汽品质，以保持受热面内外清洁，降低排烟温度。
（2）降低气体不完全燃烧热损失 q4；要保持适当的过量空气
系数，尽力保持较高的炉温，并使燃料与空气充分混合。锅炉燃烧设
备布置合理。
（3）降低固体不完全燃烧热损失 q5 要保证合理的煤粉细度，
炉膛容积和高度应合理，在燃烧器有良好结构、性能、布置适当的基
础上，根据负荷作好燃烧调整工作，保持炉内良好的空气动力工况，
火焰能最大限度地充满炉膛，过量空气系数控制适当。一、二次风调
整合理。
（4）降低散热损失 q5 要完善和保护好锅炉炉墙金属结构及锅
炉范围内的烟风道、汽水管道及联箱等部位的保温。
影响锅炉排烟热损失 q2 的主要因素有哪些？
主要因素有：排烟温度、排烟量。排烟温度愈高、排烟量愈
大，则排烟热损失 q2 愈大。
147. 影响 q3、q4、q5、q6 的王要因素有哪些？
影响 q3 损失的主要因素是：炉内过量空气系数、燃料的挥发
分、炉膛温度、燃料与空气混合情况和炉膛结构等。
影响 q4 的因素有燃料的性质、煤粉细度、燃烧方式、炉膛结
构、锅炉负荷、炉内空气动力工况以及运行操作情况等。
影响 q5 的因素有锅炉容量、锅炉负荷、炉墙面积、周围空气
温度、炉墙结构等。
影响 q6 的因素有燃料灰分、炉渣份额以及炉渣温度。一般液
态排渣炉其排渣量和排渣温度均大于固态排渣炉。
锅炉的热损失有哪几项？其中哪一项损失最大？
锅炉的热量损失有以下几项：
q2——一排烟热损失；
q3——气体不完全燃烧热损失；
q4——固体不完全燃烧热损失；
q5——锅炉散热损失；
q6——灰渣物理热损失。
对室燃炉排烟损失为最大。
什么叫锅炉反平衡效率？发电厂为什么用反平衡法求锅炉效率？
利用反平衡法，通过确定锅炉各项热量损失，根据热平衡方
程确定的锅炉效率称为锅炉反平衡效率。即：
ηgl =100 一（q2＋ q3＋ q4＋ q5＋ q6）％
目前发电厂采用反平衡法求效率。是因为入炉煤计量不完善
和不准确，采用正平衡法求效率常会有较大的误差，而反平衡法必须
先求得各项损失，有利于对各项热损失进行分析，以便于找出提高锅
炉效率的途径。
什么叫锅炉机组热平衡？研究锅炉机组热平衡的目的是什么？
锅炉机组的热平衡是指输入锅炉机组的热量与锅炉机组输出
热量之间的平衡。输出热量包括用于生产蒸汽或汽水的有效利用热量
和生产过程中的各项热量损失。输入热量主要来源于燃料燃烧放出的
热量。
研究热平衡的目的就是分析燃料的热量有多少被有效利用，
有多少变成为热损失，这些损失又表现在哪些方面，便于找出减少损
失的措施，提出提高锅炉经济性的途径。另一方面就是用以确定锅炉
在稳定工况下的燃料消耗量。
什么叫锅炉效率？
锅炉效率就是有效利用热量占输入热量的百分数。即：
式中 Q1——有效利用热量，kJ／kg；
Qr——输入锅炉的热量，kJ／kg；
ηgl——锅炉效率；
q1——锅炉有效利用热量占输入热量的百分数。
为什么无论是正常冷却，还是紧急冷却，在停炉的最初 6h 内，均
需关闭所有烟、风炉门和挡板？
停炉后的正常冷却和紧急冷却，在停炉后的最初 6h 内是完全
相同的，均需关闭所有烟、风炉门和挡板。两者的区别在于正常冷却
时，可在停炉 6h 后开启引、送风机的挡板进行自然通风，而紧急冷
却时，允许在停炉 6h 后启动引风机通风和加强上水、放水来加速冷
却。
制约停炉冷却速度的主要因素，是停炉后汽包不得产生过大
的热应力。与点火升压时蒸汽和炉水对汽包加热相反，停炉后因汽包
外部有保温层，汽包壁温下降的速度比蒸汽和炉水的饱和温度下降速
度慢，是上部的蒸汽和下部的炉水对汽包壁进行冷却。因炉水对汽包
壁的放热系数较大，汽包下半部的壁温下降较快，而饱和蒸汽在汽包
上半部的加热下成为过热蒸汽。过热蒸汽不但导热系数很小，而且因
其温度比他和蒸汽温度高，密度比饱和蒸汽小，无法与饱和蒸汽进行
自然对流。所以，蒸汽对汽包上壁的放热系数很小，汽包上半部的温
度下降较慢。汽包上、下半部因出现温差产生向上的香蕉变形而形成
热应力。
在停炉初期汽包形成较大热应力时，汽包的压力还较高，两
者叠加所产生的折算应力较大。因此，停炉初期过大的热应力会危及
汽包的安全。
由于汽包热应力的大小，主要取决于蒸汽和炉水饱和温度下
降的速度。所以，降低汽包热应力的最有效方法是延缓汽包压力下降
的速度。停炉后的最初 6h 内，关闭所有烟。风炉门和挡板是防止汽
包压力下降过快的最好、最简单易行的方法。
停炉 6h 内，因炉墙散热和烟囱仍然存在引风能力，冷空气从烟、
风炉门、挡板及炉管穿墙等不严密处漏入炉膛，吸收热量成为热空气
后从排囱排出。所以，即使是关闭所有烟、风炉门挡板，汽包压力仍
然是在慢慢下降。停炉 6h 后，汽包压力已降至很低水平，即使启动
引风机通风和加强上水、放水加快冷却，汽包的热应力也较小，而且
此时因汽包压力很低，其两者叠加的折算应力也较小，已不会对汽包
的安全构成威胁。
锅炉正常停运后，为什么要采用自然降压？
由于水蒸气在一定压力下具有一定的饱和温度，当压力变化时，
饱和水、饱和汽的温度也相应发生变化。如果锅炉停炉后压力下降过
快，则饱和水、饱和汽的温度也大幅度下降。由于在较低压力时饱和
温度对压力的变化率较高，又因汽包上壁与饱和汽接触、下壁与饱和
水接触，水的导热系数比汽大，则汽包下壁的蓄热量很快传给水，使
汽包下壁温度接近于压力下降后新的压力下的饱和温度，而汽包上壁
传热效果差维持较高的温度，汽包上壁温高于下壁温，汽压下降越快，
汽包上、下壁温差越大。同时汽压下降速度过快，其对应的饱和温度
也下降加快，水冷壁、省煤器及联箱的壁温下降也越快，由于急剧冷
却、收缩将会产生很大温度应力，局部接头、焊口处易产生裂纹，所
以锅炉正常停运后要采取自然降压。当锅炉正常熄火停运后，应关闭
所有汽水门，关闭烟道挡板、人孔门，使锅炉处于密闭状态，自然冷
却降压。
锅炉熄火后，为什么风机需继续通风 5min 后才能停止运行？
因为在停炉熄火过程中，由于炉膛温度下降，燃烧不稳，使
未完全燃烧的可燃物增多，这些可燃物滞留在炉膛和烟道后，在炉内
余热的加热下，将会产生再燃烧，直接威胁锅炉设备的安全。因此锅
炉熄火后，风机继续通风一段时间将炉内可燃物抽走，但通风时间不
宜过长，否则由于大量冷空气直接进入炉内，会使炉膛、烟道及各受
热面急剧冷却收缩，造成损坏。所以锅炉熄火后，风机继续通风 5min
停止运行，然后关闭烟风挡板，使炉膛及烟道处于密闭状态，并且还
要继续监视烟气温度，以防未抽尽的可燃物重新燃烧。
汽机关闭一、二级旁路后，为什么要开启再热器冷段疏水和向空
排汽？
汽机关闭一、二级旁路后，因这时再热器压力已相当低，如
果再热器疏水和再热器向空排汽等到热炉放水时再开，再热器利用自
身压力排放余汽和水就相当困难，有可能放不掉，滞留在管内，对管
子造成腐蚀。积水在管内，造成水塞，给下一次启动带来困难，容易
造成管壁超温，所以锅炉熄火后，汽机一、二级旁路运行一段时间后
关闭，应立即开启再热器冷端疏水和向空排汽。
锅炉停止运行后为什么要求汽机一、二级旁路再运行 10-15min?
锅炉停止运行后，锅炉余热尚高，一方面有可能使汽压回升，另
一方面有可能使过热器、再热器管壁超温，这种现象尤其在较高参数
停运后更明显。这样对各受热面和汽包的冷却不利，也推迟了停炉放
水的时间，所以对单元制机组，在锅炉停止运行后，一般要求汽机旁
路再运行 10～15min(视汽压、汽温不回升为原则)。
热炉放水如何操作？
以 SG400／13．7 锅炉为例：
（1）锅炉滑停到熄火前，汽包压力应不大于 1．5MPa，汽包
水位维持在 0～50mm，灭火后汽压降到 1MPa，开启过热器疏水门，
通知汽机关闭一、二级旁路。
（2）锅炉熄火后各风门、挡板、人孔门、看火门等均应严密关
闭。
(3)锅炉熄火前开始抄录汽包各点壁温，以后每隔半。时抄录
一次，直至汽压降到零以后 4h 为止。
（4）锅炉熄火后 60min，开启大直径下降管放水门（一次门开
足，直通门开 1／4 圈），微开事故放水门进行放水，放水至电接点
水位计指示为-250mm 时，再继续放 30min，然后关闭各放水门，使
汽包内的水基本放完。
（5）锅炉熄火后 4h，屏式过热器后烟温不大于 400℃，汽包压
力在 以下，汽包上、下壁各测点温度不大于 200℃，进行锅
炉水冷壁与省煤器放水。
（6）开启各水冷壁下联箱、大直径下降管放水门（一次门开足，
直通门开 1／4 圈）、事故放水门，同时开启省煤器放水门 1／8 圈。
严格控制锅炉泄压速度 ～ 所需时间一般为 2～； ～
OMPa 所需时间一般为 3h。
(7）当汽包压力降到零时，开启所有空气门和微开联箱向空排
汽门，同时开启给水操作台和减温水系统放水门。
（8）在带压热炉放水过程中，汽包上、下壁温差最大值不得超
过 40℃，当温差达到 40℃时，应暂停放水，待温差稳定后，重新放水。
（9）当炉膛内有大块焦渣包住炉管或炉膛敷设的卫燃带时，应
根据具体情况，适当推迟放水时间，减缓放水速度，以防止该处炉管
过热。
（10）停炉前检查省煤器再循环门是否关闭严密，以免给水进
入汽包，造成汽包下壁温度降低。
(11）停炉后应开后再热器向空排汽门和冷段疏水门。
（12）在锅炉放水过程中，应检查各处膨胀正常。
停炉后为什么煤粉仓温度有时会上升？
煤粉在积存的过程中，由于粉仓不严密或粉仓吸潮阀关不严
及煤粉管漏入空气的氧化作用会缓慢地放出热量，粉仓内散热条件又
差，燃料温度也会逐渐上升，温度的上升又促使氧化的加剧，氧化作
用的加剧又使温度上升，直至上升到其燃点。所以停炉后必须监视粉
仓温度，一旦发现粉仓温度有上升趋势，应及时采取措施。
停炉时对原煤仓煤位和粉仓粉位有何规定？为什么要这样规定？
(1)凡停炉备用或停炉检修时间超过七天，需将原煤仓的煤用
尽。
（2）凡停炉备用或检修时间超过三天时，需将煤粉仓中的煤粉
用尽。停炉时间在三天以内时煤粉仓粉位也应尽量降低，仔细做好煤
粉仓的密封工作，严格监视煤粉仓的温度。
以上规定主要是为了防止原煤结块和煤粉的结块或长时间沉
积引起自燃和爆炸。
辅助设备评级标准
一 流 设 备 完 好 设 备
普 通 设
备
(一) 转 动 机 械
1.达到铭牌出力或上级批
准的出力，效率达到设计
要求；
2.压力、温度、振动符合
规定，能随时投入运行；
3.零部件、安全装置完整
齐全，装配良好，各种标
电、铭牌、编号齐全；
4.腐蚀、磨损轻微；
5.主要表计完好，自动保
护和信号装置完好，动作
可靠；
1.达到铭牌出力或上级批
准的出力、效率一般；
2.温度、压力、振动等基
本合格，能随时投入运行；
3.各部件、安全装置完整、
齐全、装配良好，各种标
志、铭牌、编号较齐全，
基本上无泄漏；
4.腐蚀、磨损能满足运行
要求；
5.主要表计完整，自动保
护和信号装置完好，动作
达不到完
好设备标
准或出力
降低，效
率差，或
有其它严
重缺陷影
响安全运
行。
一 流 设 备 完 好 设 备
普 通 设
备
6.设备清洁无油垢，无渗
漏，润滑良好；
7.运行、检修、试验技术
资料基本完整，主要技术
数据及图纸齐全准确。
可靠；
6.运行、检修、试验技术
资料基本完整，主要技术
数据及常用图纸基本齐
全准确。
(二) 非 转 动 机 械
1.能持续达到铭牌出力、
效率达到设计要求；
2.闸门、阀门及法兰严密
可靠，开关灵活；
3.设备的安全部件齐全可
靠；
4.各种表计、测验仪器，
自动装置零件完整、准确、
可靠；
5.设备清洁、着色及介质
流向标志明确，保温完好，
无泄漏；
6.检修及改进技术记录，
运行、试验、记录基本齐
1.能达到铭牌出力；
2.闸门、阀门、法兰有轻
微泄漏，但不影响安全运
行；
3.安全部件齐全可靠；
4.主要表计及自动装置零
件完好、准确可靠；
5.检修及改进技术记录、
运行、试验记录基本齐全。
达不到完
好设备标
准或有下
列情况之
一者：
1.出力降
低。效率
差；
2.有影响
安全运行
的严重缺
陷。
一 流 设 备 完 好 设 备
普 通 设
备
全。
(三) 电 机 设 备
1.达到铭牌出力，能随时
投入运行；
2.设备性能良好，温升不
超过规定，振动不超标，
直流电机电刷不跳动，无
过热，整流无火花；
3.设备零部件完整齐伍，
装配良好，冷却系统完整，
冷却效果良好；
4.绝缘良好，各项试验合
格；
5.压力表、电注表、温度
表指示准确，保护信号装
置部件完好，动作可靠，
二次回跳图实相符；
6.设备及线圈端部无油垢，
1.能达到铭牌出力，能随
时投入运行；
2.温度、振动基本合格；
3.零部件完整，装配良好
或有个别部件轻微振动，
但不影响安全；
4.绝缘基本良好，定期预
防试验中个别项目不完
全符合规定，但数值较稳
定；
5.主要表计完好、准确，
主要保护及信号装置完
好，动作可靠，二次回路
图纸齐全，与实际相符。
达不到完
好设备标
准或有下
列情况之
一者：
l．定子绝
缘不良，
降低耐压
试验标准
使用；
2.转子有
缺陷，要
求监督使
用。
一 流 设 备 完 好 设 备
普 通 设
备
轴承与密封正常不漏油；
7.标示及编号清晰齐全。
1.设备达到额定出力，技
术性能良好，各种参数符
合设计要求；
2.零部件完整齐全，工艺
装配及机械性能良好，动
作可靠，无卡滞现象；
3.绝缘良好，线圈套管、
瓷件和绝缘油等各项试验
符合规程规定；
4.各触头、接头接触良好，
动作可靠，二次回路图实
相符；
5.保护、信号、自动装置
良好，动作可靠；
6.注油设备不同，充气设
备不漏气；
7.设备整洁，油漆完好，
1.设备达到定额出力，技
术性能好，各种参数符合
设计要求；
2.零部件基本完整齐全，
工艺、装配及机械性能合
格，动作可靠，无卡滞现
象；
3.绝缘合格，各部件主要
试验符合规程要求，或个
别试验项目达不到要求，
但不影响安全运行；
4.各触头接点接触基本良
好，虽稍有发热但情况稳
定不影响安全运行；
5.保护编号自动装置良好，
动作可靠。二次回路图纸
基本齐全、准确；
达不到完
好设备标
准或有下
列情况之
一者：
1.绝缘不
良，降低
耐压标准
使用；
2.油质不
良，严重
漏油；
3.有其他
威胁安全
运行的严
重缺陷。
一 流 设 备 完 好 设 备
普 通 设
备
标志编号齐全正确。 6.注油设备不漏油，充气
设备不漏气；
7.设备较整洁，标志编号
齐全。
注：转动机械指：各种风机、泵类、空压机、各类闸门等；非转动机
械指，各种管道、阀门、压力容器等；电机设备指：各式电动机等；
电器设备指：开关刀闸、母线、断路器、电容器、PT、CT、干式变、
避雷器、继电保护自动装置等。
主设备评级标准
一 流 设 备 完 好 设 备 普 通 设 备
(一) 水 轮 机
1.达到铭牌出力或上
级批准的出力，能随
时投入运行；
2.机组运行常，振动、
摆度及各部温度正常；
3.机组主要部件无缺
陷，运行正常，
4.调速系统工作稳定，
1.达到铭牌出力：
2.机组运行基本正
常，振动、摆度及
各部温度未超过值
上限，
3.机组主要部件不
存在威胁安全的缺
陷；
达不到完好设备标
准或有下列情况之
一者：
1.达不到铭牌出力，
2. 机组存在威胁安
全运行重大缺陷，
3.调速系统运行不
正常；
调节参数符合要求；
5.机组自动装置完好
可靠；
6.主要控制、监视仪表
完好齐全；
7.辅助设备系统运行
正常。
4.调速系统基本稳
定，调节参数合格；
5.主要表计能满足
运行要求；
6.主要自动装置动
作准确可靠；
7.辅助设备系统运
行正常。
4.自动装置不可靠，
安全保护装置不能
投入；
5.机组过流部件气
蚀、磨损严重，达
不到规定的检修间
隔。
(二) 发 电 机
1.在额定条件下，能达
到铭牌出力；
2.定子绝缘良好，预防
试验合格；
3.定子、转予等部件无
缺陷，运行良好；
4.定子、转子线圈升温
合格，冷却效果良好；
5.励磁系统运行可靠，
满足电网要求。
1.在额定条件下达
到铭牌出力，温升
基本合格，且不超
上限；
2.定、转子线圈绝缘
基本良好，可以保
证安全运行，
3.定、转子结构(包
括接头、阻尼环、
引线、风扇等)无重
大缺陷；
4.轴承无漏油及油
污；
达不到完好设备标
准有下列情况之一
者：
L 达不到铭牌出力；
2.绝缘老化，降低耐
压标准使用；
3.励磁系统运行不
正常；
4.主要部件存在严
重缺陷并威胁安全
运行。
5.励磁系统运行正
常。
(三) 主变压器
1.持续到铭牌出力或
上级批准的出力温升
符合设计的数值或上
层油温不超过 85
℃ ；
2.绕组、套管和绝缘油
等的试验均符合“电气
设备交接和预防性试
验标准”的规定；
3.部件和零件完整齐
全：分接头开关的电
气和机械性能良好，
无接触不良或动作卡
涩现象；
4.冷却装置运行正常，
冷却效果良好；
5.电压表、电流表、温
度表等主要表计部件
1.经常能达到铭牌
出力或上级批准的
出力，温升符合设
计的数值或上层油
温不超过 95℃ ；
2.绕组、套管试验符
合《电气设备交接
和预防性试验标准》
的规定绝缘油的介
损比规程规定稍有
增大或呈微酸反应；
3.部件和零件齐全，
分接头开关的电气
和机械性能良好，
无接触不良或动作
卡涩现象，或接触
电阻稍有变化，但
不影响安全运行；
达不到完好设备的
标准或具有下列情
况之一者：
1.达不到铭牌出力
或上级批准的出力；
2.绕组或套管绝缘
不良，因而降低预
防性耐压试验标准
的；
3.漏油严重；
4. 部件、零件不全，
影响出力或安全运
行；
5.分接头开关的电
气或机械性能不良，
接触电阻不合格或
有卡涩；
6.差动保护或过流
完好、准确，差动保
护、过电流保护、瓦
斯继电器、防爆装置
等主要保护和信号装
置部件完好，动作可
靠；
6.一次回路设备绝缘
及运行情况良好；
7.变压器本身及周围
环境整洁，照明良好，
必要的标志、编号齐
全；
8.不漏油，或稍有轻微
的渗油，但外壳及套
管无明显油迹。
4.冷却装置运行正
常，不影响变压器
出力；
5.电压表、电流表、
温度表等主要表计
部件完好、准确，
差动保护、过电流
保护、防爆装置等
主要保护和信号装
置部件完好，动作
可靠。瓦斯继电器
重瓦斯未投入跳闸；
6.一次回路设备运
行正常。
保护不可靠；
7.有其他威胁安全
的重大
各类机电设备评级的一般标准
类
别
标 准 主要技术条件
一
流
经 过 实 际 运
行检验，技术
性能良好，能
保证安 全、
经济满发。
1) 能持续达到铭牌出力或经技术鉴
定和上级主管部门承认并批准的出力；
2) 各种主要运行参数指标，技术性能
符合设计或有关规程的规定；
3) 在各种设计工况和负荷下，均能安
全稳定运行，并能随时投入系统；
4) 设备本体没有影响安全运行的缺
陷，部件完整齐全，腐蚀、磨损轻微；
5) 继电保护、信号装置及主要测量仪
表完整齐全、动作和指示正确；
6) 主要自动装置经常投入运行；
7) 附属设备技术状况运行情况良好，
能保证主要设备按额定出力运行；
8) 设备标志、编号能满足生产要求，
设备及周围环境整洁，基本消除“三漏”
(即漏油、漏水、漏气)。
完
好
设备技术性
能一般能保
证安全运行。
个别部件有一般缺陷，但能经常保证机
组安全满发，效率能保持在一般水平。
普
通
设备技术性
能差，不能保
证安全运行。
有影响安全运行的重大缺陷，出力降低，
效率差或“三漏”严重。
防止#1 机启动冲转过程中转速波动大的安全措施
#1 机 DCS 系统改造后，在冲转过程中出现转速波动大的现象，
为进一步分析原因，避免再次出现类似情况，特制定以下安全措施：
1 机组冷态滑参启动参数控制要求：
1 ） 真 空 控 制 在 65~70Kpa ， 主 汽 压 力 — ， 主 汽 温 度
260—290℃，
2) 在冲转升速过程中上述参数避免出现大幅波动现象。
2 机组热态启动参数控制要求：
1）严格控制主汽温度高于高压缸下内壁 80--100℃，主蒸汽温度保持
50℃及以上过热度，
2）真空控制在 75--80 Kpa，
3）在冲转升速过程严格控制主蒸汽压力、温度、真空，尽量保持参
数稳定。
3 在启动升速过程中，严密监视#1—4 高调门、中调门开度、转速目
标值、给定值及实际转速等参数的变化。
发电机法兰漏氢期间安全措施
#1、2 发电机大法兰漏氢期间，为了保证机组的安全运行，特制定此
安全措施如下：
1 在#1、2 发电机漏氢期间，禁止办理#1、2 机区域的动火工作。
2 每班接班前应检查#1、2 机天窗正常开启。并开启#1、2 机 9 米层
窗户，进行良好通风。
3 在#1、2 发电机漏氢期间，应尽量保持负荷稳定，各运行值班人员
应严密监视发电机进、出风温尽量保持稳定。防止漏氢量增大。
4 在#1、2 发电机漏氢期间，运行值班人员应严密监视发电机氢压及
密封油压。每小时检查漏氢处是否增大，发现氢压下降，应立即联系
氢站补氢，并做好记录。
5 运行班长及时掌握每天的补氢量和氢站储氢量，当补氢量大于每
天制氢量时（120m3）时，应汇报值长和分场。
6 若发现漏氢急剧增大，氢压无法保持时，应汇报值长，停机进行
处理。
机组工业抽汽电动门无法操作期间安全措施
当机组工业抽汽电动门电动、手动均无法操作，为保证机组的安
全运行，特制定本安全措施如下：
1 若机组异常突然甩负荷，应及时关闭工业抽汽快关阀，退出工业
抽汽运行。
2 各班接班前一定要对 DEH、DCS 盘面进行检查正常，各联锁开关
投入正常。
3 投停工业抽汽时严格执行操作票制度。
4 在机组工业抽汽投入期间，严禁投入抽汽压力回路，手动进行工
业抽汽调整。
5 在机组工业抽汽投入期间，应注意工业抽汽快关阀联锁正常投入，
进行抽汽调整时，值班人员加强对机组负荷、主汽流量及工业抽汽各
参数的监视，严密监视机组振动、高低压胀差、轴向位移变化。
6 各班接班前就地检查工业抽汽快关阀油箱油位及工作油压是否正
常，若油箱油位低于正常油位，应联系检修进行加油。工作油泵运行
正常，工作油压正常，发现异常立即进行检查处理。
7 严格执行快关阀活动试验，活动试验正常。
8 发现机组工业抽汽流量异常增大或减少，应及时进行调整。严禁
机组超参数运行。
9 机组投、停工业抽汽时，手动调整调门开度，使三抽压力与供汽母
管压力相平衡，再操作工业抽汽快关阀，增减抽汽应缓慢。严密监视
机组振动、高低压胀差、轴向位移。
机、电、炉大联锁是怎样实现的
当机电炉三大主设备中，有一个发生故障时，将影响整个单元机
组运行。三者之间的跳闸关系，通常以锅炉为中心。锅炉跳闸时，发
出指令使汽机、发电机同时跳闸；而汽机或发电机跳闸时，则只互相
送出指令使发电机或汽机跳闸。再由汽机或发电机送出指令使响应设
备跳闸。
何谓炉跟机为基础的协调控制方式
炉跟机为基础的协调控制方式，锅炉主控、汽机主控均为自动方
式。
汽机主控器自动维持机组负荷与外界一致。锅炉主控器自动保持机前
压力稳定。为了使机组的实发功率与外界负荷的要求相同，机组实发
功率作为反馈信号输入汽机主控回路，进行比较后，进行调节阀门。
为防止炉跟机运行方式汽压波动大的问题，在控制回路中增加了函数
特性组态，将机前压力信号与压力设置的差值送至汽机控制回路，通
过调节调门后的负荷进行汽压修正。实现炉跟机为基础的协调控制方
式。
何谓机跟炉控制方式
汽机控制汽压，锅炉控制负荷。锅炉主控手动，汽机主控自动。
当负荷指令变化时，通过锅炉调节器控制燃料量的变化，待机前
压力改变后，再通过汽机改变调门开度，使输出功率满足外界负荷的
要求。
特点：汽压波动小，但适应外界负荷能力差。
何谓炉跟机控制方式
汽机控制负荷，锅炉控制汽压。锅炉主控自动，汽机主控手动。
当负荷指令变化时，汽机调节器改变调门开度，从而改变进汽量，
使发电机输出功率迅速满足外界负荷的要求。本控制方式的特点是在
外界负荷指令变化时，锅炉蒸汽量迅速变化是从锅炉本体蓄热量获得
的，使汽压波动大，但能使机组快速适应外界负荷的要求。
CCS 上位级 5 种运行方式是哪些
℃手动方式；℃炉跟机方式； ℃机跟炉方式； ℃以炉跟机为基础的协
调控制方式；
℃采用直接能量平衡方案的协调控制方式。
试述 CCS 二级控制的简况
答：CCS 整个系统采用上下二级控制。上位级即协调控制级，它具
有 5 种运行方式，各种运行方式之间可有运行人员进行无扰切换，又
可根据机炉运行连锁条件进行无扰切换，以期达到最佳的运行效益。
简述 CCS 的作用
CCS 的设计是为了把锅炉和汽机作为一个整体来控制，使机组具有较
快的负荷响应能力，并且保证主汽压力不发生较大波动以保证机组的
安全稳定运行。采用 CCS 可使机组获得优良的控制性能。该系统与
汽机的 DEH 配合实现对机组的协调控制
控制室内如何判断汽机盘车跳闸或脱开？如何处理
汽机盘车跳闸或脱开在控制室内有以下现象：
℃ “大机转速到零”报警光字牌信号发出。
℃ 盘车电机无电流或电流减小（一般 4～6A）。
℃ 汽机偏心指示消失，盘车脱开时“啮合”灯灭。
℃ DEH 上汽机转速盘车时波动，盘车脱开后转速到零。
处理：立即检查盘车跳闸或脱开的原因：
℃ 因油系统故障造成跳闸，应立即检查故障原因，半小时内处理正
常后立即投入连续盘车。超过半小时，每半小时应手动盘车 180°。油
系统正常后，应检查转子偏心正常且能自由转动时方可投入连续盘车。
℃ 若系盘车开关故障造成跳闸，应检查开关是否发生过过流，若是
过流跳闸，立即联系检查和汇报上级，手动盘车，确认故障原因和部
位。
℃ 若盘车啮合齿轮脱开，应停用盘车电机，将啮合手柄推到啮合位
置，重新启动盘车。
主机就地投盘车方法
开关室盘车开关在“远方”位置，控制室盘车方式切换开关切在“
米层”位置，检查#3、4、5、6 轴承顶轴油压正常，汽轮机处于静止
状态，将盘车啮合手柄扳至啮合位置（发电机端），启动盘车电机，
检查汽轮发电机组转子转向正确、转速正常，检查汽机高低压缸内及
轴封区无异常声音，检查盘车齿轮处无异常声音，检查盘车电流及转
子偏心正常。
汽轮机盘车目的是什么
℃ 汽机启动冲转前，由于轴封供汽大部分漏入汽缸而造成汽缸上下
出现温差，使转子产生向上的热变形，为保证动静部分没有摩擦现象，
必须先用盘车装置带动转子作低速旋转，使转子受热均匀；
℃ 汽机停机后，汽缸和转子等部件的下部冷却较上部快，转子也会
产生向上的热变形，这个变形恢复到启动的允许值一般需要几十个小
时，显然延误了下一次启动时间，为了保证汽轮机停机后可随时启动，
在机组停机后也必须使用盘车装置盘动转子，使转子温度均匀；
℃ 启动前盘动转子，可用来检查汽轮机是否具备启动条件（如是否
存在动、静部分摩擦及轴弯曲变形是否符合规定）；盘车装置还可减
少冲动转子时的力矩。
汽轮机倒拖现象、危害，倒拖不允许超过多少时间
℃ 汽机方面现象：
高中压主汽门、调门关闭，各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，“遥
控停机”信号发出（自动跳机时），汽轮机仍保持 3000r/min 转速 、
转向不变。
℃ 危害：
℃ 汽轮机叶片及叶根受力方向改变；
℃ 汽轮机叶片产生鼓风摩擦，由于无蒸汽带走热量，叶片过热；
℃ 规程规定：汽轮机倒拖时间不超过 1 分钟
何为转子惰走曲线，测定汽轮机转子惰走曲线有何意义
发电机解列、汽轮机脱扣后，转子在惯性作用下仍然继续转动一段时
间才能静止下来。从主汽门、调门关闭时起到转子完全静止的这段时
间称转子的惰走时间，表示转子惰走时间与转速下降关系的曲线称转
子惰走曲线。利用它可以判断汽机设备的某些性能，并可以检查设备
的某些缺陷。当按同样真空变化规律停机时，如果惰走时间比标准时
间短，可能是机组的动静部分发生磨擦，或某个轴承已经磨损，油温
调整不当或真空调整不当等因素。如惰走时间增长，则说明有外界汽
源漏入（主汽门、调门、高排逆止门不严）汽缸或真空及油温调整不
当。
汽轮机脱扣后差胀为什么会增加
工作转速下的转子受到离心力的作用，直径有所增大，长度有所
缩短。汽轮机脱扣后，离心力随转速的平方比迅速下降，转子长度迅
速恢复，而汽缸膨胀未变，故差胀迅速增加。我厂每次汽轮机脱扣后
差胀增加约 2～4mm（与停机时负荷及蒸汽参数有关），然后随着汽
轮机的冷却，差胀逐渐下降。
滑参数停机时，为什么最好先降汽温、后降汽压
由于汽轮机在正常运行中，主蒸汽的过热度较大，所以滑参数停
机时最好先维持汽压不变而适当降低汽温，降低主蒸汽的过热度，这
样有利于汽缸的冷却，可以使停机后的汽缸温度低一些，能够缩短盘
车时间。滑参数停机温降幅度大，温降允许速率低，停机中途还应适
当稳定，停机时间长，在实际操作中，一般滑参数停机都是因有检修
工作，停机、停炉时间较长，都需要将粉仓烧空，一般应在停机前期
煤粉充足时，将汽温适当降下来，免得到后期冲粉，使汽温难以控制，
达不到降温要求，或无煤粉了，汽温仍不合要求，为降汽温而烧油，
既延长了停炉时间，经济上也不合算。或者到时省调要求停机，可能
缸温还未降到负荷要求。
为什么滑停过程中不准进行超速试验和注油试验
在蒸汽参数很低的情况下做超速试验是比较危险的。一般滑参数
停机到发电机解列时，主汽门前蒸汽参数已经很低，要进行超速试验
就必须关小调门，调门关小主汽压力升高，蒸汽过热度更低，有可能
使蒸汽带水，造成汽轮机水冲击事故。同时转子也可能冷却不够充分
均匀，应力温差过大，超速试验时损伤转子。
滑参数停机一般都是有检修任务，不准做注油试验是防止试
验失误造成跳机，完不成降低汽缸、转子温度的任务，停机前可以做
注油试验。
什么叫滑参数停机，停机的实质是什么
在停机过程中，保持调节汽阀全开（或保持适当开度不变，停机
末期适当关小），采用逐渐降低主、再热蒸汽参数的方法进行减负荷。
待主、再热蒸汽参数降到一定值时，解列发电机打闸停机。停机的实
质是对汽轮机各部件的冷却过程
正常停机和滑参数停机有什么不同
℃ 降负荷至各阶段时（包括脱扣时）的汽温、汽压不一致，停机
后的汽缸温度不一致；
℃ 降负荷过程中主、再热汽过热度不一致；℃ 停机时间不一致；
℃ 滑停分阶段进行，每减负荷至一定数值后，先保持汽压不变，
降低汽温；当蒸汽过热度接近 56℃，且汽缸金属温度下降趋于缓慢时，
再降低主汽压力，负荷随之下降；当负荷降至另一预定数值时停留一
段时间，保持汽压不变，继续降汽温达到上述温度变化要求后，再降
压减负荷。正常停机主要靠降汽压停机，汽温随燃烧减弱自然降低；
℃ 滑停过程中不准进行注油试验及其它影响高、中主门、调门开
度的试验，严禁做汽机超速试验；正常停机一般无严格规定。
脱扣后如何实现转速到零、真空到零
℃ 给水泵停用后，前置泵进口阀、卸荷水阀；
℃ 汽轮机停机过程中尽量不用主汽。汽轮机脱扣前，将电泵密封
水切至地沟，关闭电泵密封水至凝汽器隔离阀，关闭真空破坏门注水
阀（主要是考虑真空下降较快，为减少停机后的操作）；
℃ 检查确认大、小机本体疏水、抽汽管道疏水开启，以确保利用
真空充分疏水；
℃ 将备用真空泵置“解除”位置，停用工作真空泵；
℃ 主机转速下降至 1500r/min，适当开启真空破坏门（1/2 开
度）；
℃ 将#3 高加正常疏水切“手动”关闭；
℃ 真空降到 40kPa 左右，全开真空破坏门；
℃ 由于真空逐渐下降，汽轮机低压缸两端可能冒汽，应逐渐关小、
直至关闭辅汽至轴封调整门、旁路门，轴封汽未停用前应保证轴加内
有水通过。真空到零前，轴封供汽停用。关闭辅汽联箱进汽电动阀、
辅汽联箱至轴封总阀；
℃ 联系锅炉关闭汽包连排隔离门及调整门。除氧器水位高时，应
向地沟放水，并采取降低凝结水压力和关闭有关隔离门等维持除氧器
低水位，保持大小机低压缸喷水、凝器水幕保护阀开启；
℃ 其它操作按规程执行，注意高旁不动作，注意四抽至辅汽隔离
阀关闭严密。
何时停机实行汽机转速到零、真空到零
实不实行汽机转速到零、真空到零主要看汽轮机停机后有无热水、
热汽进凝汽器，或者能否采取措施防止热水、热汽进凝汽器。#2 机
停机后由于左右主汽管疏水、小机高压进汽管疏水排至炉侧小扩容器，
不进凝汽器，若再采取措施防止除氧器热水进凝器，及时停用辅汽，
则凝器无热源进去，因而可以实行转速到零、真空到零，不用担心汽
轮机低压缸大气薄膜阀动作。
正常开、停机时为什么要用单阀控制
开、停时为保证各调门及其后调节级喷嘴、动叶片受到均匀加热
和冷却，减少热应力，调门应采取单阀控制，使各调门开度一致。
机组启动过程中振动大原因
开机过程中振动大原因有以下几个方面：
℃ 机组负荷、蒸汽参数骤变，主汽温升过快；
℃ 主、再热汽温差大或主蒸汽（再热蒸汽）两侧温差过大；
℃ 暖机时间不充分或暖机时蒸汽参数不稳定。转速和负荷各阶段
缸胀和汽轮机金属温度未达到要求；
℃ 润滑油温、发电机氢油水温、励磁机风温异常，各组氢冷器氢
温不平衡；
℃ 轴封汽温度及压力异常或开机过程中主机本体疏水阀状态不
正确。
汽轮发电机组振动故障诊断的一般步骤
汽轮发电机组振动故障诊断步骤如下：
℃ 测定振动频率，确定振动性质。若振动频率与转子的旋转转速
不符合，说明发生了自激振动，进而可寻找具体的自激振源。若振动
频率与转速相符，说明发生了强迫振动；
℃ 查明发生过大振动的轴承座，其稳定性是否良好，如果轴承座
的稳定不良应加固，如果不是主要原因，则可认为振动增大是由于激
振力过大所致；
℃ 确定激振力的性质；
℃ 寻找激振力的根源，即振动缺陷所发生的具体部件和内容。在
进行振动故障诊断时，有一点要特别注意，即振动表现最大处为缺陷
所在处，通常是这样规律。但有时特别是多根转子（尤其是柔性转子）
连在一起的轴系，有时某个转子轴承上的缺陷造成的振动，在其它转
子轴承处的振动比在该转子轴承处还要大，这既有轴承刚度问题，还
涉及多根轴连在一起的振型问题等，在分析具体原因时，必须考虑这
一因素。
造成机组振动的扰动因素主要有哪些
℃ 外界干扰力、制造质量偏差、轴弯曲、发电机转子热不稳定性
等引起的质量不平衡所产生的离心力；转子连接不当；叶片复环断裂；
汽缸热膨胀不畅等；℃ 自激力：轴承油膜不稳定引起的转子油膜振
荡，通流部分蒸汽流动引起的振荡等。
汽轮发电机组转子的振动情况可用哪三个参数来描述
汽轮发电机组转子的振动情况，可用转子的位移（振幅）、位移
速度、位移加速度三个参数来描述。
振幅是由于汽轮发电机组转子失稳，转子不平衡和轴系中心
不准确所造成的。
位移速度可用来评价转子在各种转速下的运转情况。
位移加速度中可能包含有设备疲劳损坏的早期征兆。
评价汽轮发电机组振动大小的依据是什么？汽轮机组的振动类
型有几种？如何测量与监视
电力工业法规中规定，评定汽轮发电机组的振动以轴承垂直、水
平、轴向三个方向振动中最大者作为评定的依据。
轴承垂直振动测点是在轴承座顶盖上正中位置；水平测点是
在轴承盖中分面正中位置，平行于水平面，垂直于转子轴线；轴向测
点，是在轴承盖上方与转子轴线平行。
汽轮发电机组基本上是按照振动频谱来划分振动的。振动可
分为：普通强迫振动、电磁激振、撞击振动、随机振动、轴瓦自激振
动、参数振动、汽流振动、摩擦涡动、高次谐波共振、分谐波共振等
类型。
振动一般用振动检振仪测量，若加频谱分析则更为准确。机
组振动故障分析时，一般需进行以下几项振动测试：
℃ 测定基频振动或振动频谱℃ 轴承座的刚度检测
℃ 振动与机组运行参数试验℃ 故障诊断的验证试验
我国现行的汽轮发电机组的振动标准是什么
对 300MW 机组，轴承振动的评价标准是：
双振幅值在 下为合格，在 下为良好，在
以下为优。
轴振动的评价标准是：（引进型机组取表中的小值）
区域上限 额定转速 3000/min(μm 峰峰值）
相对位移 绝对位移 评 价
A 80 100 通常新投产机组在此区域内
B 120～165 150～200 通常认为是合格的，可以长期运行
C 180～260 250～320 通常认为是不合格的，在采取补救措施之
前，可运行有限一段时间
D 大于 C 区上限 通常认为是危险的，其剧烈程度足以引起机
组破坏
为什么应定期做主汽门活动试验
由于运行中主蒸汽品质不合格、油中带水或主汽门结垢等方面的
原因，使主汽门易发生卡涩现象，使甩负荷后主汽门不能迅速关闭，
致使机组严重超速，所以应定期做主汽门活动试验。
锅炉泄漏汽机方面会有哪些现象
℃ 补水量和补水率明显增大；
℃ 同负荷情况下凝水流量、给水流量、凝泵、凝升泵电流、
给水泵转速有明显升高；
℃ 过热器泄漏，汽耗无变化，再热器泄漏汽耗升高；
℃ 再热器泄漏，同负荷情况下，调节级压力增加
汽轮机上、下缸存在温差有何危害？我厂规程对此温差有何规定
汽缸存在温差将会引起汽缸热变形，通常是上缸温度高于下缸，
因而上缸变形大于下缸，使汽缸向上拱起，俗称猫拱背。汽缸的这种
变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦，损坏设备。
另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象，使轴向
间隙变小，甚至引起轴向动静摩擦。
我厂规程规定汽轮机上、下缸温差℃℃，超过 ℃汽轮
机进水特征不明显时故障停机；超过 ℃且进水特征明显时应紧急
停机。
机组无辅助汽源情况下开机原则
原则：由于无轴封汽，机组启动时真空泵不能开，凝汽器无法建
立真空，低旁不能开也开不了。高旁必须开以保护再热器。汽机方面
的一些管道疏水不能向凝汽器排放。待主汽压力达到一定值时投用轴
封汽、启动真空泵。
步骤：℃ 按正常步骤启动各辅机，锅炉上水。
℃ 检查阀门状态：
℃ 下列阀门应全开：
疏水扩容器减温水调整阀（切手动）； 凝汽器真空破坏门；
再热器向空排汽阀； #2 疏水袋疏水阀； 凝汽器水幕保护
阀； 大、小机低压缸喷水阀； 中压进汽中间连通管
疏水阀；
℃ 下列阀门应关：
Ａ、Ｂ小机高压进汽疏水气动阀、手动阀 主汽至轴封旁
路门、调整门的电动隔离门关闭
高旁后疏水阀、#1 疏水袋疏水阀、#3 疏水袋疏水阀 左、
右主汽管疏水手动阀、气动阀
℃ 锅炉点火不开真空泵，启动循泵；
℃ 锅炉起压达 启动电泵，低旁切手动关闭，高旁开启 3～
5％暖管，暖管后关闭#2 疏水袋疏水；
℃ 随着锅炉汽压升高，用高旁调整机侧主汽温升；注意低压缸排
汽温度和疏扩温度不大于 80℃；
℃ 主汽压力达 ，轴封系统暖管并作轴封系统的投用准备
工作，并检查真空泵具备启动条件；
℃ 主汽压力达 ，关闭轴封母管疏水，投入轴封汽，启动
一台真空泵，用真空破坏门维持凝器真空在 20～30kPa。稍开左、右
主汽管疏水手动阀，开启气动阀暖管，暖管后开启手动阀；
℃ 随着主汽压力的逐渐升高，逐步关闭真空破坏门提高真空。维
持轴封母管压力正常，轴封母管温度高时应开轴封减温水降温。真空
破坏门关闭后，投入水封；
℃ 真空达 65kPa 以上时，适当稍开低旁暖管，暖管结束，用低旁
调整中主门前蒸汽温度。联系锅炉关闭再热器向空排汽阀；
℃ 凝汽器真空正常后开启高旁后疏水、#1 疏水袋疏水、#3 疏水
袋疏水阀；
℃ 其它操作同一般热态开机。
偏周波运行对汽轮机的叶片安全性有何危害
我厂汽轮机运行规程规定汽轮机运行的周波范围是 ～。
偏周波运行对汽轮机的叶片主要有以下危害：
℃ 偏周波运行叶片可能发生共振，长时间运行可能引起过度的振
动应力，最终导致叶片产生疲劳裂纹；
℃ 低周波由于转速降低，调速器动作，使调速汽门继续开大，汽
机有过负荷的危险，即增加了隔板、工作叶片的应力，增大了轴向推
力；
℃ 低周波油压降低，油量减少，导致油温升高，影响润滑效果，
严重时将引起动静摩擦。
主、再热蒸汽温度过低有什么危害？正常运行对此有什么限制规
定
主蒸汽温度过低将使汽轮机的焓降和功率有所下降，使热耗增加；
汽温过低还会使汽机的轴向推力增加；在短时间内汽温降低过低，可
能使汽轮机发生水击，并引起转子窜动，甚至导致动静部分发生摩擦。
再热汽温过低也会使汽轮机的焓降减小，排汽湿度增大，效
率降低，末级叶片工作状况恶化。若长期在低温下运行，会使叶片受
到严重侵蚀。汽温下降至 520℃应联系锅炉尽快恢复。汽温下降至 495
℃，机组带额定负荷，若汽温继续下降，联系机组长或值长采取滑压
运行，汽温每下降 1℃降负荷 10MW，开启汽机本体疏水，并保持蒸
汽过热度不小于 150℃。
汽温降至 465℃虽经调整和减负荷至零仍不能恢复，故障停
机。
主、再热蒸汽温度过高有什么危害？正常运行对此有什么限制规
定
主蒸汽温度过高时：
℃ 调节级焓降增加，可能造成调节级动叶片过负荷；
℃ 主蒸汽高温部件工作温度超过允许的工作温度，造成主汽门、
汽缸、高压轴封等紧固件的松驰松弛，导致部件的损坏或使用寿命缩
短；
℃ 各受热部件的热膨胀、热变形加大。再热蒸汽温度过高时，一
方面将引起中间再热器和中压缸前几级的金属材料机械性能恶化，材
料强度降低从而影响其使用寿命；另一方面使受热部件超量膨胀，而
引起间隙或装配紧力的改变。汽轮机正常运行中要求主汽温在 530～
546℃，546℃以上时要求锅炉调整，尽快恢复正常汽温。
汽温上升至 552℃应汇报机组长或值长要求锅炉尽快恢复，且全
年累计运行时间不超过 400 小时。汽温上升至 565℃，运行 15 分钟仍
不能恢复或超过 566℃，故障停机。
主汽压力升高时对机组有何影响
主蒸汽压力升高后，总的有用焓降增加了，蒸汽的作功能力增加
了。因此如果保持原负荷不变，蒸汽流量可以减少，对机组经济运行
是有利的。但最后几级的蒸汽湿度将增大。对于调节级以后各级的焓
降，在新蒸汽压力升高后反而减少，因此这些压力级的工作叶片及隔
板不致发生什么危险。总的来说，主蒸汽压力升高而又在制造厂规定
范围内，机组在额定负荷下运行，只要末级排汽温度没有超过允许范
围，对于调节级可以认为没有危险。
主汽压力是不可任意升高的：
℃ 主汽压力过高，调节级焓降过大，叶片过负荷时间长了要损坏
喷嘴和叶片；
℃ 主蒸汽压力提高过限，汽轮机最末几级叶片处的蒸汽湿度大大
增加（主汽压力升高 ，其湿度增加约 2％），叶片遭受冲蚀；
℃ 新蒸汽压力升高过多，还会导致导汽管、汽室、汽门等承压部
件应力的增加，对机组安全运行带来一定的威胁。
汽机初温初压及背压的变化对机组热效率有什么影响
在相同的初压和背压下，提高过热蒸汽的初温，热效率能提高，
但初温不能无限制的提高，要受金属材料允许温度的限制。
在相同的初温和背压下，一般地说提高初压可使循环效率提
高，但是初压的提高将引起汽机末几级蒸汽干度迅速地降低，蒸汽膨
胀终了湿度明显增加，由于蒸汽中夹着水滴，将引起汽机内部效率降
低，也增加了末几级叶片的冲蚀。另外，初压增大，设备材料强度也
要提高。
在相同的初压、初温下，降低背压使循环热效率提高。可见，
初压、初温、背压的变化将引起热效率和功率的变化。
汽耗率、热耗率、标煤量如何计算
℃ 每产生１千瓦．时的功所耗费的蒸汽量，称为汽耗率，单位
kg/，用 d
表示，d＝Ｄ／Ｎ，Ｄ是主汽流量，Ｎ是机组发出的电功率。
汽耗率=主汽流量×1000÷发电量，额定汽耗率 kg/。主
汽流量是一天或一班的积累数字。在 DAS 画面上看到的瞬时主汽流
量不是实测而得，而是计算量，公式为主汽流量 G=（P℃2- P 高排 2）
××540÷过热器出口温度。P℃为调节级压力，
℃ 每产生１度电（）所需要的热量称为热耗率。用 q 表示，
单位 kJ／
q＝Ｑ／Ｎ，Ｑ－－机组的热耗量，Ｎ－－机组发出的电功率。
维持汽轮机经济运行的条件有哪些
℃正常的蒸汽参数；
℃ 经济的真空度、凝结水无过冷却，真空系统有良好的严密性；
℃ 汽轮机通流部分及凝汽器、加热器的热交换表面清洁（各监视
段压力正常、热交换器端差正常）；
℃ 凝结水与给水在各级回热装置加热（温升）正常；
℃ 在确保系统、设备运行正常情况下，各辅机耗电、耗汽最少。
热耗率=｛（蒸发量-减温水量）×1000×［（i 过-i 给）+×（i
再-i 高排）］+减温水流量×1000×（i 过-i 除）｝÷发电量，额定工况
净热耗 7903 kJ/。
℃ 标煤量=［热耗率×发电量÷（锅炉效率×7000×）＋］×
--管道效率
7000--标煤发热量，大卡/公斤，
负荷多少时选择滑压运行，滑压运行压力如何选择
根据以往机组优化调整经验及华东院在同类型机组上的优化调
整试验结果，210MW 以上，定压运行；210MW 以下，三阀全开滑
压运行。最佳运行压力函数为（MPa）：
P0=* P1＋，其中 P0 为主汽压力，P1 为调节级压力（指
不对外供汽时的压力）
若 P0≥，那么 P0=
若 P0≤，那么 P0=
这里所讲的滑压运行和传统的滑压运行不一样，准确地说是
一种复合变压运行，传统的滑压运行是调门全开或大部分开启，调门
不动，由锅炉通过控制主汽压力来控制负荷，但这样就不能投 CCS
和 AGC。复合变压运行方式是通过寻优，找到部分负荷下最佳压力
曲线，输入 CCS，在负荷变动时 CCS 自动改变压力设定，值班人员
也可通过设定偏差做局部压力调整，使汽轮机始终保持在经济工况下
运行。当然在此调整过程中，调门开度是适当变动参与调节的。
低负荷滑压运行有何优点
℃ 有利于提高汽温：机组定压运行的汽温特性是随负荷的降低而
降低。机组滑压运行则不然，压力降低，一方面蒸汽在水冷壁中的吸
热量增大，在过热器中吸热量减少；另一方面压力降低其相应的饱和
温度降低，过热器的传热温差变化不大，这将使得汽温在较大的范围
内的保持不变，提高机组低负荷运行的经济性；
℃ 有利于汽机高压缸效率的提高：低负荷工况机组滑压运行，一
方面可以减少汽机调节阀节流损失；另一方面机组滑压运行，蒸汽容
积流量基本不变，调节级及以后各级前后压比基本不变，调节级及以
后各级的效率也基本不变。所以机组低负荷工况滑压运行将使得高压
缸运行效率基本保持不变；
℃ 有利于汽泵的经济运行：机组滑压运行相应的给水压力降低，
汽泵的耗功降低；同时也避免了机组低负荷工况汽泵耗用高压蒸汽，
减少了汽动给水泵对高品位蒸汽的消耗，提高了运行经济性；
℃ 有利于汽机运行的安全性，延长承压部件的寿命和减轻汽机通
流的结诟。
何谓滑压运行，汽轮机滑压运行有何特点
滑压运行是指汽机调门全开（或保持适当开度不变），由锅炉调
节主汽流量和压力（汽温基本保持不变）来调节负荷的一种运行方式。
滑压运行有以下特点：
℃ 部分负荷下高压缸效率可基本保持不变，调门节流损失也小。
末级排汽湿度小，减少了对叶片的冲蚀并减少了湿汽损失；
℃ 部分负荷下，滑压运行蒸汽压力下降，其比热亦减小；另外，
蒸汽压力降低使比容增大，流速增加，提高了传热系数。因此滑压运
行使锅炉传热得到改善，即与定压运行相比，在同样吸热条件下，变
压运行的蒸汽温度相应提高了。但应注意尽量采取措施，不用减温水，
否则会增加热耗；
℃ 滑压运行时，随负荷的降低蒸汽压力和流量同时降低，给水泵
出口压力和流量随之减少， 其消耗功率也减少，同时增加了锅炉供
水的安全性；
℃ 滑压运行能适应负荷迅速变化和快速启停的要求。定压运行时，
高排和汽轮机各级温度随负荷变动有明显的变化。而滑压运行时，高
排和汽轮机各级温度基本不变。因而汽轮机零部件温度变化很小，热
应力、热变形也变化不大，这不仅提高了机组的安全性，而且也提高
了机组对负荷变化的适应能力，可以迅速增减负荷。另外，由于停机
前进汽温度基本不变或较高，停机后零部件温度水平很高，能够再次
快速启动；
℃ 滑压运行能使汽轮机的工作条件得到改善，延长高压部件的使
用寿命：滑压运行时调门处于全开位置（或开度不变），可以保证机
组全周进汽，从而改善进汽部分的工作条件。 锅炉受热面、主蒸汽
管道及汽轮机进汽部分，在部分负荷时处于较低的压力下工作，应力
较低，改善了上述各部件的工作条件，延长了它们的使用寿命。另外
滑压运行还可避免调门在某种特定开度附近动作时引起的蒸汽参数
和负荷的波动。
定压运行的条件及注意事项
一般负荷 210MW 以上才实行定压运行；240MW 以上定压运行压
力为 的额定值。
注意事项：
℃ 注意主汽温度在正常范围；
℃ 注意给水泵运行正常，确保汽包水位稳定；
℃ 定压运行汽温、负荷变动时，高排温度变化大，注意其对再热
汽温的影响；
℃ 当出现#5、6 调门或#6、3 调门同时参与调节时，应联系锅炉
调整机前压力设定。同时也应避免出现某个调门开度在 10%以下或
在 45%～100%之间晃动。
何为“节流－喷嘴”联合调节？采用这种调节有何优点
为了同时发挥节流调节和喷嘴调节的优点，在一些带基本负荷的
大容量机组，采取低负荷时为节流调节，高负荷时为喷嘴调节，这种
调节称“节流－喷嘴”联合调节。这种调节方法的优点是减小调节室中
蒸汽温度变化幅度，从而提高了调整负荷的快速性和安全性。
单阀节流调节和顺序阀喷嘴调节各有何优缺点
与顺序阀喷嘴调节（部分进汽）相比，单阀节流调节（全周进汽）
具有结构简单、制造成本低、在负荷变化时级后温度变化小、对负荷
变动的适应性较好、部分负荷时调节级负荷小等优点。它的缺点是在
部分负荷时节流损失大，经济性较差。机组投产的前半年，应单阀运
行，以增加叶片的机械可靠性。与节流调节相比喷嘴调节在低负荷运
行时节流损失小，效率高，运行稳定。缺点是负荷变化时机组高压部
分蒸汽温度变化大，容易在调节级处产生较大的热应力，对负荷变动
的适应性差，部分负荷时调节级负荷大。
什么叫汽轮机监视段压力，汽轮机运行中监视监视段压力有何意
义
汽轮机运行中，通常把调节级汽室及各抽汽点（末级七、八级除
外）的压力称为监视段压力。凝汽式汽轮机中各监视段压力均与蒸汽
流量成正比：
Ｇ1／Ｇ0＝Ｐ01／Ｐ0
Ｇ1－工况变化后级组内各级的蒸汽流量
Ｇ0－设计工况下级组内各级的蒸汽流量
Ｐ01－工况变化后级组前的蒸汽压力
Ｐ0－设计工况下级组前的蒸汽压力
因此监视段压力的大小就反映了汽机负荷的大小，同时反映
了各通流部分的清洁程度。例如，汽机在运行中与刚检修后的运行工
况相比，如果在同一负荷下监视段压力升高或者当监视段压力相同的
情况下负荷减少时，说明该监视段下以后各级可能结垢。对于中间再
热式汽轮机，当调节级和高压缸抽汽、高排压力同时升高时，可能是
中压主汽门、中压调门开度不够或高排逆止阀失灵。监视段的压力升
高将使汽轮机轴向推力增大。
机组在运行中不仅要看监视段压力变化的绝对值，还要看某
一级组前后压差是否增加。如果第一级组压差增加，表明该机组总应
力增加，可能使机组中的叶片过负荷。监视段压力在同一负荷下的允
许变化范围为 5％。在监视各监视段压力的同时，各监视段温度也应
在监视之列，观察温度是否超过设计值。
何时 DEH 投“遥控”，其意义是什么？机炉投协调控制如何操作
汽轮机升负荷暖机结束，按正常要求带负荷，锅炉燃烧投自动，
具备投 CCS 条件时，可以将 DEH 投遥控，遥控投用后，CCS 可以接
受 CCS 来的指令，来开关调门以控制负荷或主汽压。
投协调控制前，汽机先将调门由单阀切为顺序阀控制，再投
遥控，锅炉再将汽机主控器和锅炉主控器投自动，即投入了机炉协调
控制。
单阀、顺序阀含义，顺序阀控制的注意事项
单阀是指#1～6 调门同时动作，以控制负荷或机前压力；顺序阀
是指#1～6 调门开时按#1－2、4、5、6、3 关时按#3、6、5、4、2－1
的顺序动作，其中#1、2 调门同时动作。
用顺序阀控制机前压力或负荷时，应至少保证#1－2、4 调门
全开，#5、6、3 调门参与调节，但#5 调门应在 20％开度以上，同时
避免#6、3 调门出现 10％以下开度或#5、6、3 调门在 45％～100％开
度波动的现象，出现这种情况应及时联系锅炉提高或降低压力设定值，
使调门避开此种开度。实践证明，当汽机主控器指令在 78％～79％
时，汽机#5、6 调门同时动作，造成汽机调节级压力瞬时波动，从而
引起汽包水位波动，为避免这种状况，应通过提高或降低机前压力设
定值，使调门避开此种（指令）开度。
单阀切顺序阀时要求主汽压力不得小于 。所以开机开
调门时，目标负荷最大不要超过 250MW，并且最好在 160MW 负荷
以上，再切顺序阀控制。
汽轮机热态启动冲转时，出现差胀下降的原因是什么
热态启动时，汽轮机差胀还比较大，出现差胀下降的主要原因是
汽轮机冲转参数不合格，使进入汽轮机的蒸汽温度低于汽缸金属温度，
造成转子冷却，使差胀下降。冲转一般以高旁前蒸汽温度为准，既使
此温度合格，由于高旁前至汽轮机主汽门还有一段距离，存有冷蒸汽，
汽轮机冲转后，这段冷蒸汽进入汽缸，也会使汽轮机差胀下降。
热态启动时为什么要求新蒸汽温度高于汽缸温度 50～80℃
机组热态启动时要求新蒸汽温度高于汽缸温度 50～80℃，这样可
以保证新蒸汽经主汽门节流、导汽管及汽室散热、调节级喷嘴膨胀后，
第一级蒸汽温度（DEH 显示）仍不低于汽缸金属温度（调节级金属
温度）。因为机组启动过程是一个加热过程，不允许汽缸及转子受到
冷却，以避免产生不必要的应力和相对转子收缩（差胀减小）。如在
热态启动中，新蒸汽温度太低，会使汽缸、法兰、转子表面产生过大
的应力，转子突然受到冷却而产生急剧收缩，差胀减小直至造成通流
部分轴向动静间隙消失而摩擦，造成设备损坏。
热态启动时，为什么要先送轴封汽后抽真空
因为热态启动时高、中压转子的前、后汽封金属温度比较高，仅
比调节级温度低 30～50℃。假如抽真空不投轴封汽将使大量冷空气通
过汽封吸入汽缸内，结果是一方面使汽封套内壁冷却产生变形，局部
缩小了径向间隙；另一方面使高、中、低压段汽封段转子轴颈收缩，
很容易降低差胀直至零值（）以下，所以热态启动时，必须
先送轴封汽后抽真空。
冷、热态开机的主要差别
℃ 开机前所做试验不一样，热态开机所做试验要少一些；
℃ 除氧器加热温度不一样，热态开机除氧器加热水温较冷态
开机高；
℃ 热态开机先投轴封汽后抽真空。冷态先抽真空，后投轴封
汽；
℃ 冲转参数不一样，冲转升速率不一样；
℃ 暖机时间不一样；℃ 升负荷率不一样。
DEH 上应力温差是何含义
该温差表示的是高、中压转子表面应力温差，不应超过±40℃，转
子表面温度测不出来，是 ATC 根据调节级汽温、高、中排金属温度、
负荷大小和负荷变化率等计算出来的一种状态参数，对开、停及正常
运行中升、降负荷速度及此过程中汽温变化速度、幅度是否等合适有
指导意义
汽轮机冷态启动时，汽缸、转子上的热应力变化如何
汽轮机冷态启动，对汽缸、转子是加热过程，汽缸被加热时，内
壁温度高于外壁温度，内壁的热膨胀受到外壁的制约，因而内壁受到
压缩，产生压缩热应力，而外壁受内壁膨胀的拉伸，产生热拉应力。
同样，转子被加热时，转子外表面温度高于转子中心孔温度，转子外
表面产生压缩热应力，转子中心孔产生热拉应力。
高压汽轮机滑参数启动中，什么时候金属加热比较剧烈
在冲转后及并网后的加负荷过程中，金属加热比较剧烈，特别是
在低负荷阶段更是如此。从以往经验来看，从冲转到并网前，汽轮机
缸胀增加很少，在 30～120MW 负荷阶段，缸胀增加最多，几乎全胀
开了。
汽轮机缸胀在哪里测得，汽轮机启动、带负荷过程中为什么要监
视缸胀
缸胀测量装置在机头左侧，测定自低压缸中心固定点至机头轴承
座间轴向尺寸的伸长。
汽轮机汽缸金属受热后，其垂直、水平、轴向均要膨胀。由
于其汽缸的轴向尺寸大，故汽缸的轴向热膨胀成为重要的监视指标。
汽轮机运行时，轴向各级金属温度分布有一定的规律，调节
级处汽缸金属温度与汽缸膨胀有一定的对应关系。
汽缸的轴向膨胀值，在汽轮机的启停以及正常运行中，要经
常与正常值对照。当缸胀在膨胀或收缩过程中有跳跃式增加或减小时，
则说明滑销系统或台板滑动面可能有卡涩现象存在，应查明原因予以
消除。对抽汽管道的合理布置也应重视，否则将会发生膨胀不均及动
静部分中心发生偏斜等现象。
为保证左右两侧膨胀不均匀的情况出现，应避免主、再热汽
两侧汽温偏差过大的现象。
启动过程中差胀过大如何处理
℃ 检查主汽温度是否过高，是否和机组启动曲线中所处状态相对
应，否则应和锅炉联系，适当降 低主汽温度；
℃ 检查轴封汽温度是否过高，否则应调整轴封汽源或减温水，轴
封系统各疏水、排汽、溢流开启过多，也可造成轴封汽系统进汽量大，
新蒸汽多，使轴封汽温度偏高；
℃ 使机组在稳定转速和稳定负荷下暖机；
℃ 适当提高凝汽器真空，减少蒸汽流量；
℃ 检查高、中压缸夹层疏水是否开启。
机组在启动加热过程中高、中压转子对汽缸的相对膨胀(差胀）变
化情况
机组启动加热过程中，总是转子加热快，因此转子膨胀也要比汽
缸快，从而产生转子与汽缸的相对膨胀。在高压部分，转子向后膨胀，
与汽流方向相反，而高压静叶持环向机头方向膨胀，这样相对膨胀为
负差胀，差胀减少，其大小只能限制在高压部分各级轴向间隙数值的
范围内，否则差胀稍大动静部分就要摩擦。中压部分，两个持环均向
发电机方向膨胀，和转子的膨胀方向及汽流方向一致，为正差胀，差
胀增加，结果使各级静叶和动叶间的轴向间隙减小的要比负差胀来得
慢，因此可允许差胀量增大。低压缸汽端部分，差胀减少；在低压缸
励端部分，由于缸胀不及转子膨胀，故差胀增加。
汽轮机启动与停机时，为什么要对汽机本体及主、再热蒸汽管道
疏水
汽轮机启动过程应是一个汽缸被加热的过程，进入汽缸的蒸汽温
度高于汽缸金属温度。
暖机的初阶段，蒸汽对汽缸进行凝结放热，有大量的凝结水。
直到汽缸和蒸汽管道壁温达到该压力下的饱和温度时，凝结放热过程
结束，凝结水量才大大减少。
在停机过程中，蒸汽参数由高逐渐降低，特别是滑参数停机，
蒸汽在前几级作功后，蒸汽内含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽
缸四周。负荷越低，蒸汽含水分越多。另外汽机脱扣后，汽缸及蒸汽
管道内仍有较多的余汽凝结成水。疏水必须放掉，而且尽量在凝汽器
真空破坏前放掉，否则将造成汽机叶片水蚀，机组振动，上下缸产生
温差及腐蚀汽缸内部。因此汽轮机启动和停机时，应加强汽机本体及
蒸汽管道的疏水。
汽轮机启动过程中，为防止产生过大的热应力、热变形以及由此
产生的振动，应控制好哪几个主要指标
应控制好以下几个指标：
℃ 蒸汽和金属温升速度 ～℃／min，不超过 ℃/min,（一
般以 10 分钟计）；
℃ 升负荷速度不超过 3MW/min，升压速度受升负荷速度控制，
一般在 ～
℃ 上、下缸温差 ℃，汽室内、外壁温差℃℃；
℃ 差胀 ～；℃ 缸胀每半小时 1～2mm，无突变。
汽轮机防大轴弯曲的措施有哪些
℃ 认真做好每台机组的基础技术措施：
℃ 每台机组必须备有机组安装和大修的资料以及大轴原始弯曲
度、临界转速、盘车电流以及正常摆动值等重要数据，并要求主要值
班人员熟悉掌握；
℃ 运行规程中必须编制各种不同状态下的启动曲线及停机惰走
曲线；
℃ 机组启、停应有专门的记录。停机后仍要认真、定时记录各金
属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、差胀等。
℃ 设备、系统方面的技术措施：
℃ 汽缸应具有良好的保温；
℃ 机组在安装和大修中，必须合理调整动静间隙，保证在正常运
行中不会发生摩擦；
℃ 疏水系统合理布置，保证疏水通畅，不反汽，不相互排挤；
℃ 汽轮机各监视仪表完好，各部位金属温度表计齐全可靠，大轴
弯曲指示准确；
℃ 运行方面的技术措施：
℃ 每次冲转前，必须确认转子偏心在正常范围。盘车脱扣、转子
静止情况下，严禁冲转；
℃ 上、下缸温差不超过 42℃；
℃ 汽轮机启动前应充分连续盘车，最低不少于 2 小时，并避免盘
车中断；
℃ 热态启动时，应保证轴封送汽温度、主汽温度、金属温度匹配，
并充分疏水；
℃ 启动过程中轴承振动一般不超过 ，过临界轴承振动不
超过 ，否则应视情况打闸停机，严禁硬闯临界转速；
℃ 机组变工况运行时，应注意监视轴振、差胀等参数正常；
℃ 停机后应立即投入盘车，盘车电流大或有摩擦声时，严禁强行
连续盘车，必须先进行 180°间断盘车，待摩擦声消失后，再投入连续
盘车。停机后还应做好防止冷汽、冷水进入汽轮机的措施。
汽轮机防止进水进冷汽的措施有哪些
℃ 加强运行监督，严防发生水冲击现象，一旦发现汽轮机水冲击
象征（如汽温骤降、振动增大、声音异常等），应果断采取紧急或故
障停机措施，减少设备损坏程度；
℃ 注意监视汽缸的金属温度变化和上、下缸温差在规定范围内；
℃ 机组启动前和启动过程中应按规定疏水，并确保疏水畅通；
℃ 加热器水位保护联锁不正常时，加热器不应投入。注意监视各
级加热器（包括除氧器）水位，抽汽压力不超过额定值（监视汽侧是
否超压也可以判断加热器是否进水），定期进行加热器危急疏水阀试
验。解保护投加热器时，一定要确认加热器内水位虽偏高但还可见，
且汽侧压力正常。若就地磁能水位计满水，严禁解保护投加热器；
℃ 注意对加热器是否泄漏进行检查。运行中应比较给水泵出口流
量和给水流量偏差，注意加热器水位调整门开度和以前同负荷比较是
否有大的变化，危急疏水阀是否经常动作，端差有无明显变化。凝结
水流量是否有明显增长。开机还可在加热器水侧通水时将汽侧放水阀
打开，检查有无水放出；
℃ 抽汽逆止门在加热器满水时应能自动关闭。抽汽电动门前、逆
止门后疏水不应接在一起，应单独排放。抽汽管道上有两个温度测点，
一个靠前，一个在加热器附近，运行中据此两处温度和温差可以分析
加热器是否工作正常；
℃ 再热器事故喷水或高旁减温水故障，再加上高排逆止门不严，
可造成严重的高压排汽缸进水。应注意监视再热器事故喷水或高旁减
温水阀门状态及高排压力、温度、声音、振动等情况；
℃ 在汽机滑参数启、停机过程中，蒸汽的过热度应予保证；
℃ 高、低压轴封母管温度正常。高压轴封母管温度和高中压缸排
汽端金属壁温差最大不超过 111℃；低压轴封母管温度最低一般不低
于 90℃，否则应检查轴封减温水是否泄漏，同时应对低压轴封母管疏
水排汽，以提高轴封母管温度；
℃ 汽轮机低转速下进水，对设备的威胁要比在额定转速或带负荷
情况下还要大。因为在低转速下一旦发生动静摩擦，容易造成大轴弯
曲事故。带负荷情况下进水时，因蒸汽量较大，汽流可以使进入的水
均匀分布，从而使因温差引起的变形小一些，一旦进入的水排除后，
汽缸的变形也可较快恢复；
℃ 给水泵小汽机应做好和主机一样的防范措施。
汽轮机防超速的措施有哪些
℃ 坚持调速系统静态试验。汽轮机大修后或为处理调节系统缺陷
更换了调节部套后，均应进行调节系统试验。调节系统的速度变动率
和迟缓率应符合规定；
℃ 对新安装机组、调速系统进行技术改造后的机组均应进行调速
系统动态特性试验，并保证甩负荷后飞升转速不超过规定值，能保持
空负荷运行；
℃ 机组大修后、甩负荷试验前、危急保安器解体检查后运行
2000h 后都应做超速试验。对具有飞锤注油设备的机组，在运行
2000h 以后可用注油试验代替超速试验，但注油试验不合格时，仍需
做超速 试验。做超速试验本身，应操作正确、缓慢，防止转速飞升
过快，事先采取防止超速的措施；
℃ 汽轮机的各项附加保护（如电超速保护等）应定期试验，蒸汽
排放阀及空气引导阀动作正确；
℃ 定期进行主汽门、调门、抽汽逆止门活动试验，发现有卡涩时
立即联系消除，消除前要有防超速措施，主汽门卡涩不能立即消除时，
要停机处理；
℃ 定期进行油质分析化验，加强蒸汽品质监督，防止门杆结垢；
℃ 值班人员要熟悉超速象征，发现机组超速而超速保护动作不正
确，立即停机破坏真空；
℃ 机组长期停运做好保养工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入
（或残留在）汽机及油系统内，引起调节部套锈蚀；
℃ 停机汽轮机应先打闸，后解列发电机，避免发电机解列后，由
于主、调门不严造成超速。
蒸汽排放阀的作用？何时开、关？其压缩空气气源取自哪里
蒸汽排放阀指汽轮机#1、#2 导汽管疏水阀，其控制气源接在
层各抽汽逆止门气源汇流排进气母管上。在汽轮机挂闸后，该母管通
压缩空气，汽轮机 3000r/min 后蒸汽排放阀关闭；汽轮机 103％超速
或脱扣后，抽汽逆止门汇流排失气，蒸汽排放阀开启。其不同于其它
汽轮机导汽管疏水的方面是其疏水管径较粗，不带节流孔，故汽轮机
脱扣或 103％超速后，可快速泄去汽轮机内的余汽，防止汽轮机超速。
在正常运行中应检查其状态正确，一般情况下其前隔离阀不关闭。
#1、#2 导汽管的疏水靠#1、2 导汽管连通管疏水阀疏水。
汽轮机冷态启动，何时做超速试验？为什么
汽轮机冷态启动，规程规定，超速试验前应带 30MW 负荷暖机 4
小时，再解列做超速试验。
由于在超速试验时，离心力的增加正比于转速的平方，而在
刚刚定速时，转子表面与中心孔间的温度差仍然很大，这时转子内壁
产生热拉应力。由于离心力和热拉应力是迭加的，且由于大机组的转
子直径较大，使得转子承受总的应力增大很多。另一方面，转子中心
孔处温度尚未达到脆性转变温度以上，金属材料在低温下韧性将降低
而有变为脆性的倾向，若进行超速试验会引起转子的脆性断裂，所以
需要带负荷运行一段时间，使金属部件（主要是转子）达到脆变温度
以上，然后再解列发电机后进行超速试验。
对于初始启动期间的试验，万一未经校验的危急遮断系统在
甩负荷和停机后不能关闭主汽阀和再热汽阀时，30MW 低负荷可以使
对汽轮机的损害减到最小
汽轮机为什么要安装超速保护装置？其作用是什么
汽轮机是高速转动设备，转动部件的离心应力与转速的平方成正
比，即转速增高时，离心应力将迅速增加。当汽轮机转速超过额定转
速的 20％时，离心应力接近于额定转速下应力的 倍；此时不仅转
动部件中按紧力配合的部套会发生松动，而且离心应力将超过材料所
允许的强度，使部件损坏。为此，汽轮机均装有超速保护装置。它能
在汽轮机转速超过额定转速的 10～12％时动作，迅速切断进汽，使
汽轮机停止运转。
汽轮机启动时，转子最大弯曲值超过允许值为何禁止启动
不超过 ，弯曲超过允许值，可能使转子叶轮与汽缸径向
间隙减小甚至消失，同时也会使转子叶轮与隔板轴向间隙减小，汽轮
机启动后可能引起动静摩擦，损坏设备。
造成汽轮机热冲击的原因有哪些
℃ 启动时蒸汽温度与金属温度不匹配。一般启动中要求启动参数
与金属温度相匹配，并控制一定的温升速度，如果温度不相匹配，相
差较大，则会产生较大的热冲击；
℃ 极热态启动时造成的热冲击。单元制大机组极热态启动时，由
于条件限制，往往是在蒸汽参数较低情况下冲转，这样在汽缸、转子
上极易产生热冲击；
℃ 负荷大幅度变化造成的热冲击，额定满负荷工况运行的汽轮机
甩去较大部分负荷，则通流部分的蒸汽温度下降较大，汽缸、转子受
冷而产生较大热冲击。突然加负荷时，蒸汽温度升高，放热系数增加
很大，短时间内蒸汽与金属间有大量热交换，产生的热冲击更大；
℃ 汽缸、轴封进水造成的热冲击。
暖机的目的是什么
暖机的目的是使汽轮机各部金属温度得到充分的预热，减少汽缸
法兰内外壁、法兰与螺栓、转子表面和中心的温差，从而减少金属内
部应力，使汽缸、法兰及转子均匀膨胀，差胀在安全范围内变化，保
证汽轮机内部的动静间隙不致消失而发生摩擦，同时使带负荷的速度
相应加快，缩短带至满负荷的时间。
汽轮机冲转时何时进行阀切换，为什么？注意事项
汽轮机冲转到 2900r/min 时，进行由“主汽阀控制至调门控制”的
阀切换。
蒸汽室在由主汽阀控制切换到调门控制前应得到足够的加热，
加热的结果应使蒸汽室内壁温度等于或大于主汽阀前蒸汽压力的饱
和蒸汽温度，这样可防止蒸汽室内因控制方式转换到调门控制而腔内
压力升高时形成水滴。这个加热过程在主汽压力高时可能较难实现，
因蒸汽流经主汽阀的导阀时将有较大的温度损失。为使蒸汽室达到所
需的温度而在主汽门前必须保持的蒸汽压力和温度，可以从规程附录
中查到。附录中的“主汽门前启动蒸汽参数曲线”，表示主汽门前进汽
压力、进汽温度与从主汽门控制转速切换到调门控制之前蒸汽室内壁
金属温度之间要求的关系。这是为了避免对蒸汽室的热冲击。
当蒸汽室金属温度低于现有主汽门进口压力所对应的饱和温
度时，继续用主汽门的导阀控制。此时蒸汽温度应等于或大于曲线规
定的主汽门进口的最低温度，直到蒸汽室金属温度达到饱和温度后再
切换到调节阀控制。
注意事项：通知锅炉注意汽包水位，检查阀门切换状态正确，
注意汽轮机转速不发生大的波动。
