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0.8MPa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0.8～0.3MPa所需时间一般为2～2.5h； 0.3～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； 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。
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 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 (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、记录基本齐全 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 (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，轴承与密封正常不漏油； 7.标示及编号清晰齐全 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 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，标志编号齐全正确。
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； 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 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 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，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。
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； 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 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； 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； 5.励磁系统运行正常 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。
(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 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； 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 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1.6—2.0MPa，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⑴手动方式；⑵炉跟机方式； ⑶机跟炉方式； ⑷以炉跟机为基础的协调控制方式； ⑸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：⑴ “大机转速到零”报警光字牌信号发出⑵ 盘车电机无电流或电流减小（一般4～6A）⑶ 汽机偏心指示消失，盘车脱开时“啮合”灯灭⑷ 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：⑴ 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⑵ 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⑶ 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“12.6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⑴ 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；⑵ 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；⑶ 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⑴ 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 ⑵ 危害： ① 汽轮机叶片及叶根受力方向改变； ② 汽轮机叶片产生鼓风摩擦，由于无蒸汽带走热量，叶片过热；⑶ 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⑴ 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；⑵ 降负荷过程中主、再热汽过热度不一致；⑶ 停机时间不一致；⑷ 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；⑸ 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⑴ 给水泵停用后，前置泵进口阀、卸荷水阀；⑵ 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）；⑶ 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；⑷ 将备用真空泵置“解除”位置，停用工作真空泵；⑸ 主机转速下降至1500r/min，适当开启真空破坏门（1/2开度）；⑹ 将#3高加正常疏水切“手动”关闭；⑺ 真空降到40kPa左右，全开真空破坏门；⑻ 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；⑼ 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；⑽ 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：⑴ 机组负荷、蒸汽参数骤变，主汽温升过快；⑵ 主、再热汽温差大或主蒸汽（再热蒸汽）两侧温差过大；⑶ 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；⑷ 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；⑸ 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：⑴ 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；⑵ 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；⑶ 确定激振力的性质；⑷ 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⑴ 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；⑵ 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。