针对泵站现场的温度测试与安全检测,主要依据的规程标准是( )。
温度测量主要依据的标准包含多项规程,其中专门针对泵站现场测试与安全检测的规程为《泵站现场测试与安全检测规程》(SL/T 548—2025),该标准直接规范了泵站设备的现场检测与安全评估要求。
机组运行过程中,若监测到轴瓦温度过高,通常表明机组很可能存在( )的问题。
温度是考核机组运行状态的重要指标,机组轴瓦温度过高通常表明机组很可能存在摆度过大的问题,该异常状态会直接影响机组的长久安全稳定运行。
温度是考核( )的重要指标,如机组轴瓦温度过高可能反映存在摆度过大等问题。
温度是考核机组运行状态的重要指标,轴瓦温度过高往往意味着机组可能存在摆度过大的问题,影响安全稳定运行。
温度是考核机组运行状态的重要指标,轴瓦温度过高会直接影响机组的长久安全稳定运行。( )
温度作为考核机组运行状态的重要指标,其异常升高(如轴瓦温度过高)通常意味着机组存在摆度过大等隐患,若不及时处理将严重影响机组的长久安全稳定运行,因此该表述正确。
机组温度测量仅需针对定子绕组和铁芯进行测定,无需包含各部轴承的温度。( )
温度测量不仅包括发电机定子和转子,还必须对各部轴承(如轴瓦)进行测量。忽略轴承温度将无法全面掌握机组运行状态,可能导致摆度过大等安全隐患被遗漏,因此该表述错误。
温度测量主要依据标准包括《三相同步电机试验方法》(GB/T 1029—2021)和《三相异步电动机试验方法》(GB/T 1032—2023)。( )
《三相同步电机试验方法》(GB/T 1029—2021)和《三相异步电动机试验方法》(GB/T 1032—2023)是温度测量的主要依据标准,此外还有《水利工程质量检测技术规程》(SL 734—2016)等标准。
水利泵站或发电机组温度测量的主要部位包括( )。
温度的测量主要是对发电机定子、发电机转子和各部轴承进行测量,这些核心部件的温度数据直接反映机组整体运行状态。调速器油压装置不属于温度测量的主要考核部位。
在机组温度测定工作中,需要具体测定的温度参数包含( )。
温度测定工作需全面覆盖发电机定子、转子及各部轴承,具体测定的温度参数明确包含定子绕组、定子铁芯、转子绕组以及轴瓦等关键部位的温度,以确保运行状态评估的完整性。
温度测量主要针对发电机和轴承进行,具体检测对象包括( )。
温度测量主要包括发电机定子、发电机转子和各部轴承的测量,涵盖定子绕组、定子铁芯、转子绕组、轴瓦等温度测定。
电阻法是通过测量被试绕组的直流电阻,并根据其随温度变化的关系来确定绕组的( )温度。
电阻法的基本原理是测量绕组的直流电阻,利用直流电阻与温度之间的对应变化关系,计算出绕组整体的平均温度。
测量埋入式电阻温度计的电阻时,为防止电阻值因测量电流发热而产生明显改变,应严格控制( )。
在测量埋入式电阻温度计时,必须限制测量电流的大小并缩短通电时间,以避免电流自身产生的焦耳热导致电阻值升高,从而确保测量数据的真实性。
对电机内部存在强交变或移动磁场的部位进行表面温度测量时,明确禁止使用( )。
水银为良导体,在强交变或移动磁场中会产生涡流效应导致自身发热,严重干扰温度测量结果甚至引发安全隐患,因此该部位严禁使用水银温度计。
通过测量电机绕组直流电阻随温度变化的关系来确定绕组平均温度的方法是( )。
电阻法是利用导体直流电阻随温度变化的特性,通过测量被试绕组的直流电阻来推算其平均温度的方法。
采用埋置检温计法测量电机内部温度时,为避免因测量电流发热引起较大误差,应主要控制( )。
测量埋入式电阻温度计的电阻时,应控制测量电流的大小和通电流时间,使电阻值不致因测量电流引起的发热而有明显的改变。
电阻法是通过测量绕组的交流阻抗随温度变化的关系来确定绕组平均温度的方法。( )
电阻法测量的是被试绕组的直流电阻,而非交流阻抗。直流电阻受温度影响规律稳定,是计算绕组平均温度的标准物理量。
温度计法所采用的温度计包括膨胀式温度计、半导体温度计及非埋置的热电偶或电阻温度计。( )
温度计法的定义明确涵盖膨胀式温度计(如水银、酒精)、半导体温度计以及非埋置安装的热电偶和电阻温度计,这些仪表均适用于表面贴附测量。
埋置检温计法使用的检温计在电机制成后,通常可以直接触及并进行维护更换。( )
埋置检温计是在电机制造过程中永久埋入内部的,其安装位置设计为电机制成后人员所不能触及的部位,因此无法在后期直接触及或进行常规更换。
电阻法是利用导体直流电阻随温度变化的特性,通过测量绕组冷态和热态电阻来确定平均温度的方法。( )
电阻法的原理是基于金属导体电阻随温度线性变化的关系,通过测量绕组在不同状态下的直流电阻,计算出绕组平均温度,因此该说法正确。
在发电机强交变磁场的部位进行温度测量时,可通过温度计法使用水银温度计紧贴测量,并用绝热材料覆盖。( )
对有强交变或移动磁场的部位,不能采用水银温度计,因为交变磁场会在水银中感应涡流导致附加发热,使测量不准确并可能损坏温度计。
埋置检温计法(ETD)在电机制造过程中,通常埋置于电机内部不可触及部位的检温计类型包括( )。
埋置检温计法要求检温计在电机制造阶段预先埋入,常用类型包括电阻检温计、热电偶和半导体热敏元件。酒精玻璃管温度计属于外部贴附式仪表,不具备埋置条件。
采用温度计法测量电机可触及表面温度时,为消除周围冷却介质的影响,规范要求的正确操作包括( )。
温度计法的核心操作要求是将温度计紧贴被测表面,并使用绝热材料覆盖其测量部分,目的是隔绝外部冷却介质的热交换干扰,确保读数准确反映表面真实温度。
温度计法测量电机表面温度时,应做到( )。
温度计法要求温度计紧贴被测点表面,并用绝热材料覆盖测量部分以隔离周围冷却介质的影响。对有强交变或移动磁场的部位,不能采用水银温度计,因此C选项错误。
属于温度计法可采用的温度计有( )。
温度计法所使用的温度计包括膨胀式温度计、半导体温度计及非埋置的热电偶或电阻温度计。埋入式电阻温度计属于埋置检温计法的范畴,不属于温度计法。
测量定子绕组温度时,若采用电阻法,其冷热态电阻必须在( )进行测量。
电阻法测量定子绕组温度时,为保证测量结果的准确性和冷热态数据可比性,冷热态电阻必须在相同的出线端进行测量,以排除接触电阻和线路差异带来的误差。
采用温度计法测量定子铁芯温度时,对于大、中型电机应使用不少于( )支温度计,并取其最高值作为铁芯温度。
定子铁芯温度测量若无法采用埋置检温计法而改用温度计法,针对大、中型电机规范明确要求配置不少于两支温度计,最终取所有温度计读数中的最高值作为铁芯温度,以确保捕捉到局部最高温升。
对于额定容量大于12.5 MVA的空气冷却水轮发电机,为测量定子绕组和定子铁芯温度,应在定子槽内至少埋置( )个电阻温度计。
空气冷却水轮发电机测温点布置按容量分级执行,额定容量大于12.5 MVA的大型机组发热量较大且分布复杂,规定需在定子槽内至少埋置12个电阻温度计以实现全面监测。
在使用电阻法测量定子绕组温度时,冷热态电阻必须在( )测量。
采用电阻法测量定子绕组温度时,为保证测量准确性,冷态电阻和热态电阻必须在相同的出线端进行测量,以消除引出线电阻差异的影响。
对于水直接冷却的水轮发电机,在定子绕组每个并联水路出水端的上、下层线棒间应埋置电阻温度计的数量为( )。
根据要求,对于水直接冷却的水轮发电机,应在定子绕组每个并联水路出水端的上、下层线棒间埋置1个电阻温度计,以监测该处温度。
对于额定容量大于12.5 MVA的空气冷却水轮发电机,当定子绕组并联支路数大于2时,应在绕组每相每个并联支路上埋置2个电阻温度计。( )
大型空气冷却水轮发电机在基础埋置12个温度计之外,若定子绕组并联支路数大于2,为精确监控各支路电流分布与温升差异,规范强制要求在绕组每相每个并联支路上额外埋置2个电阻温度计。
额定容量为1 MVA及以下的水轮发电机,为测量定子温度,必须在定子槽内埋置不少于4个电阻温度计。( )
发电机定子测温埋置数量与额定容量直接挂钩。对于额定容量在1 MVA及以下的小型水轮发电机,由于体积较小、发热相对均匀且温升可控,规范明确规定此类机组可不必埋置温度计,无需强制安装。
采用温度计法测量定子铁心温度时,对大、中型电机至少应使用两支温度计,并取其算术平均值作为铁心温度。( )
定子铁心温度采用温度计法测量时,对大、中型电机应至少使用两支温度计,但应取其最高值作为铁心温度,而不是算术平均值。
测量水直接冷却水轮发电机的定子绕组和定子铁芯温度时,应按规定埋置电阻温度计的位置包括( )。
水直接冷却水轮发电机的定子测温点布置有明确规定:需在定子绕组每个并联水路出水端的上、下层线棒间埋置1个;在定子铁芯槽底埋置6个;在每套纯水处理系统进出水总管各埋置1个。推力轴承属于转动部件测温范围,不属于定子测温规范内容。
定子绕组温度的测量可采用的方法包括( )。
定子绕组温度标准测量方法为电阻法和埋置检温计法。在实际工程中,若现场条件限制导致既无法埋置检温计也无法采用电阻法,允许采用温度计法作为替代方案。超声波测温法不属于该标准规定的定子绕组测温方法。
关于空气冷却水轮发电机定子槽内电阻温度计的埋置数量,下列说法正确的有( )。
空气冷却水轮发电机定子槽内电阻温度计埋置要求:额定容量1MVA及以下不必埋置;大于1MVA且不大于12.5MVA时至少埋置6个;大于12.5MVA时至少埋置12个;此外,当定子绕组并联支路数大于2时,还应在每相每个并联支路上各埋置2个。四个选项全部符合规定。
励磁绕组温度的测定通常采用( )方法,且电压应在集电环上测量。
电机转子温度测定规范明确规定,励磁绕组温度的测定应采用电阻法。为保证测量数据的准确性,测量电压时必须直接在集电环上进行,以消除引线电阻带来的压降误差。
在发电机温升试验期间,当发电机各部分的温度变化在1小时内不超过( )时,认为发电机发热已达到实际热稳定。
温升试验判定热稳定的核心指标是温度变化率。当连续1小时内发电机各监测部位的温度变化幅度不超过1 K时,即可判定机组发热已达到实际热稳定状态,此时可采集稳定阶段的温升数据。
发电机温升试验中,在发电机各部分温度渐趋稳定阶段,每隔( )测量1次各部位温度及发电机工况。
试验规程对测量频率实行分阶段管理。初始阶段每隔30 min测量一次;当温度进入渐趋稳定阶段时,为精准捕捉温度变化趋势,测量间隔缩短至每隔15 min一次。
采用电阻法计算转子绕组平均温升时,公式中铜绕组的温度系数常数取值为( )。
电阻法计算温升的数学模型中,常数项代表导体材料的温度系数基准偏移值。对于铜质绕组,该标准常数为235,完整公式为θ=[(R2-R1)/R1]×(235+t1)+t1-t2。
发电机转子绕组的平均温度应采用( )测量。
转子绕组的平均温度用电阻法测量,通过测量转子滑环上的电压和转子电流,计算热态电阻,进而求得平均温升。集电环温度采用点温计测量,而非转子绕组。
温升试验中,当发电机各部分的温度变化在1h内不超过( )时,认为发电机已达到实际热稳定状态。
规定当发电机各部分的温度变化在1h内不超过1K,认为发电机发热已达到实际热稳定,取稳定阶段中几个时间间隔温升的平均值作为该负载下的温升。
转子绕组温升计算公式θ = (R₂ - R₁)/R₁ × (235 + t₁) + t₁ - t₂中,t₂表示( )。
根据公式说明,t₂为对应于R₁时(即测量冷态电阻时)的冷却器出风温度平均值。t₁是测量冷态电阻时的绕组温度。
机组的冷却系统的运行参数在温升试验期间必须严格等于设计说明书规定的额定条件,不允许任何波动。( )
规范要求冷却系统运行参数应尽量满足设计说明书规定的额定条件,而非绝对严格等于或零波动。实际工程试验中受环境及设备特性影响,允许在合理范围内进行微调,以尽量逼近额定工况为原则。
转子绕组热态直流电阻的计算需通过铜刷棒测量转子滑环上的电压,并从分流器处测量转子电流后求得。( )
转子绕组平均温升基于欧姆定律计算热态电阻。试验标准明确要求使用铜刷棒在滑环上采集电压Uf,同时从分流器处读取转子电流If,通过R2=Uf/If公式求得热态直流电阻,该描述符合标准操作流程。
温升试验期间,初始阶段每隔30 min测量1次各部位温度及发电机工况。( )
试验数据采集频率遵循由疏到密的原则。在试验初始升温阶段,各部位温度变化相对平缓,规程规定每隔30 min记录一次温度及工况数据,既能有效跟踪升温曲线,又可避免过度频繁操作干扰机组运行。
用电阻法测量励磁绕组温度时,电压应在集电环上测量。( )
明确规定,用电阻法测量励磁绕组的温度时,电压应在集电环上测量。转子绕组的平均温度也用电阻法,电压在滑环上测量,正确。
温升试验期间,应在发电机各部分温度渐趋稳定阶段,每隔30min测量一次各部位温度。( )
规定每隔30min测量1次各部位温度及发电机工况;在发电机各部分温度渐趋稳定阶段,每隔15min测量1次,而非30min。因此该说法错误。
发电机在试验工况下并网运行时,允许存在5%偏差的运行参数包括( )。
试验期间为保障电网与机组安全,允许关键电气参数在一定范围内波动。视在功率、有功功率、无功功率以及定子电流均被明确允许存在5%的偏差,同时要求将励磁控制改为手动模式以维持转子电流稳定。
发电机温升试验步骤中,需要测量的温度部位包括( )。
温升试验要求对发电机关键发热与传热部件进行全面监测。标准步骤明确规定需测量定子绕组、定子铁芯、集电环及轴承温度,并结合转子绕组平均温度综合评估整机热状态。
发电机温升试验期间,应满足的要求包括( )。
试验期间要求:发电机在试验工况下并网运行,视在功率、有功功率、无功功率、定子电流允许5%偏差;励磁控制改为手动调节,要求转子电流保持稳定;冷却系统运行参数应尽量满足设计额定条件。励磁需手动调节,而非自动,故B错误。
进行发电机温升试验时,需记录的内容包括( )。
试验步骤中明确要求:记录定子绕组、定子铁芯、集电环、轴承温度及转子绕组的平均温度;记录各个空气冷却器的进风、出风、进水、出水温度;记录有功功率、无功功率、定子电压、定子电流等电气参数。
采用埋置检温计法测量球轴承或滚柱轴承温度时,测点A应位于轴承室内,离轴承外围不超过( )处。
测量球轴承或滚柱轴承温度时,测点A应位于轴承室内,距离轴承外围不超过10mm处,以保证检温计能够准确反映轴承的实际运行温度。
水轮发电机在额定运行工况下,采用埋置检温计法测量时,推力轴承塑料瓦体的最高允许温度应不超过( )℃。
额定运行工况下轴承最高温度限值规定为:推力轴承巴氏合金瓦75℃,推力轴承塑料瓦体55℃,导轴承巴氏合金瓦75℃,座式滑动轴承巴氏合金瓦80℃。因此塑料瓦体限值为55℃。
根据表8.1,滑动轴承的测点A应位于轴瓦的压力区,离油膜间隙不超过( )处。
表8.1规定滑动轴承测点A位于轴瓦的压力区,离油膜间隙不超过10mm处,因此答案选10mm。
对于尺寸较大的轴承,采用表8.1中测点A与测点B测量时,A点温度比B点温度约高( )。
表8.1注释④指出,对于更大的轴承,A点温度比B点温度约高15K,因此选15K。
水轮发电机推力轴承塑料瓦体的最高温度采用埋置检温计法测量应不超过( )。
规定水轮发电机推力轴承塑料瓦体最高温度不应超过55℃,因此选55℃。
对于内径大于150mm的球轴承或滚子轴承,测点A的温度通常比测点B的温度约高15 K。( )
测点A与B之间存在温度差,该差值与轴承尺寸相关。对于内径小于150mm的轴承或压入式轴瓦套筒轴承,温差可忽略不计;而对于尺寸更大的轴承,A点温度确实比B点温度约高15K,该表述正确。
水轮发电机在额定运行工况下,导轴承巴氏合金瓦采用埋置检温计法测量的最高允许温度为80 ℃。( )
额定运行工况下,导轴承巴氏合金瓦的最高允许温度限值为75℃,80℃是座式滑动轴承巴氏合金瓦的限值,故该表述错误。
测量轴承温度时,应保证检温计与被测温度部位之间有良好的热传递,所有气隙应以导热涂料填充。( )
轴承温度测量要求中明确规定应保证检温计与被测温度部位之间有良好的热传递,所有气隙应以导热涂料填充,故该说法正确。
水轮发电机导轴承巴氏合金瓦的最高温度采用埋置检温计法测量不应超过80℃。( )
水轮发电机导轴承巴氏合金瓦最高温度不应超过75℃,80℃是座式滑动轴承巴氏合金瓦的限值,故此说法错误。
测量推力轴承和导轴承温度时,关于检温计布置的具体要求,下列说法正确的有( )。
推力轴承和导轴承测温布置规范明确:巴氏合金瓦内需配置至少2个电阻温度计和2个信号温度计;塑料瓦内需至少配置2个信号温度计且每块瓦内放置1个电阻温度计;座式滑动轴承内至少配置1个信号或电阻温度计;油槽内至少配置1个电阻和1个信号温度计。各选项均符合规定。
关于轴承温度测量的基本技术要求,下列说法正确的有( )。
轴承温度测量允许使用温度计法或埋置检温计法。为确保热传递良好,所有气隙必须用导热涂料填充,且测量点应尽可能靠近规定的测点位置(即靠近轴承最热点附近),而非远离。故选项D错误。
测量推力轴承和导轴承温度时,关于温度计放置要求的说法,正确的有( )。
所有选项均符合规定:巴氏合金瓦内至少2个电阻温度计和2个信号温度计;塑料瓦内至少2个信号温度计且每块瓦1个电阻温度计;座式滑动轴承内至少1个信号温度计或1个电阻温度计;油槽内至少1个电阻温度计和1个信号温度计。
导叶漏水量测量采用的国家标准为( )。
导叶漏水量测量采用的标准为《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/T 20043—2005),该标准是规范水轮机现场水力性能验收与漏水量测量的法定技术依据。
水轮机导水机构封水不严密会导致间隙空蚀破坏加剧,严重时可能造成机组( )。
导水机构封水不严密会加剧间隙空蚀破坏,当导叶关闭后漏水严重时,持续的水流推力与泄漏会阻碍导叶完全闭合与机组制动系统生效,从而造成机组无法正常停机。
导叶漏水量测量采用的标准是( )。
根据内容,导叶漏水量测量采用的标准为《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/T 20043—2005)。
对于高水头并在电网中担任尖峰负荷的机组,减少停机时的漏水量尤为重要,主要原因是这类机组( )。
文中指出,对于高水头并在电网中担任尖峰负荷的机组,减少停机时的漏水量尤为重要,因为这些机组有相当多的时间处于停机状态,漏水量过大会降低运行效率,影响稳定性及经济性。
导叶漏水量的大小直接影响着水轮机的效率和性能,漏水会导致水轮机效率降低并影响运行稳定性。( )
导叶漏水会造成有效做功水流的能量损失,该现象会直接导致水轮机水力效率降低,并破坏水流流态从而影响机组整体性能与运行稳定性,因此漏水量是评价机组健康状态的关键参数。
水轮发电机组导水机构漏水严重时,即使导叶关闭也可能造成机组无法停机,因此需严格控制漏水量。( )
导水机构封水不严密会显著增加漏水量,当导叶关闭后漏水严重时,巨大的水流冲击与持续泄漏会抵消制动扭矩,导致机组转速无法降至零,从而造成机组无法顺利停机,工程实践中必须严格将漏水量控制在允许范围内。
导叶漏水只会降低水轮机的效率,不会影响机组停机。( )
导叶漏水不仅会降低水轮机的效率,当导叶关闭后漏水严重时,还可能造成机组无法停机,并加剧间隙空蚀破坏,影响机组稳定性。
导叶漏水是指水轮机转轮叶片间的水的泄漏量。( )
导叶漏水是指在水轮机的导叶叶片与导叶座之间,或导叶叶片相互之间,由于密封不完善或叶片损坏等因素导致的水的泄漏现象,而非转轮叶片间的泄漏。
导致水轮机导叶叶片与导叶座之间或叶片相互之间发生漏水现象的主要原因包括( )。
导叶漏水主要是由于导叶叶片与导叶座之间或导叶叶片相互之间密封不完善,或叶片发生物理损坏等因素导致水在叶片间泄漏。密封结构缺陷与叶片本体损伤是直接导致漏水增大的核心因素。
对于在电网中担任尖峰负荷的高水头水轮发电机组,减少停机时导水机构漏水量的重要性主要体现在( )。
高水头尖峰负荷机组有相当多时间处于停机状态,漏水量过大会直接降低运行效率;同时调相机组运行时若漏水严重会导致压气频繁,严重影响机组的稳定性及运行经济性。导叶脱落属于结构断裂故障,并非漏水量过大直接引发的后果。
导叶漏水可能导致( )。
导叶漏水会导致水轮机的效率降低;导叶关闭后漏水严重时,可能造成机组无法停机;导水机构封水不严密会加剧间隙空蚀破坏;对于担任尖峰负荷的机组,漏水量过大会导致调相机组运行时压气频繁,影响稳定性及经济性。
水轮机导叶漏水量的测量可采用容积法和( )。
水轮机导叶漏水量的标准测量方法包括容积法和超声传播时间法,实际应用中可根据机组进水阀旁通管配置情况选择相应方法。
采用容积法测量导叶漏水量时,应在关闭机组进水工作闸门和导叶后,通过计算( )之间压力管道内水体体积变化速率得出结果。
容积法的测量原理是在关闭机组进水工作闸门和导叶后,利用导叶及工作闸门之间封闭段压力管道内的水体体积变化速率来计算漏水量,该封闭段是体积变化的直接观测区间。
采用容积法测量贯流式机组导叶漏水量时,导叶前水压测点应布置在( )。
针对贯流式机组的流道结构特点,容积法测量时导叶前水压测点需布置在灯泡头或进入竖井的驻点上,导叶后测点则布置在尾水管进口或出口,以准确获取测压数据。
水轮机导叶漏水量测量可采用容积法和( )。
导叶漏水量测量主要方法为容积法和超声传播时间法。容积法通过压力管道内水体体积变化速率计算漏水量;超声传播时间法则利用进水阀旁通管水流速测量。压力时间法、热力学法和流速仪法常用于机组效率试验的流量测量,不适用于导叶漏水量测量。
容积法测量水轮机导叶漏水量时,具体包含斜井法和( )。
容积法通过关闭进水工作闸门和导叶,利用压力管道内水体体积变化速率计算漏水量,具体分为斜井法和竖井法两种形式。
对于配置有进水阀旁通管且已安装流量计的机组,建议直接采用流量计测量导叶漏水量。( )
进水阀旁通管已安装流量计时,该设备可直接、准确地反映通过旁通管的水流速度与流量,利用现有设备进行测量既能保证数据可靠性,又能简化测试流程,因此规范明确建议直接采用流量计测量。
容积法测量导叶漏水量仅包含竖井法一种实施方式。( )
容积法测量导叶漏水量根据现场压力管道布置形式的不同,具体实施方式包括斜井法和竖井法两种,并非仅有竖井法一种,该说法与实际情况不符。
容积法测量导叶漏水量时,需关闭进水工作闸门和导叶,通过压力管道内水体体积变化速率计算漏水量。( )
容积法是在关闭进水工作闸门(无工作闸门时关闭检修闸门)和导叶后,通过导叶及工作闸门之间压力管道内水体体积变化速率来求得导叶漏水量。
超声传播时间法测量导叶漏水量时,无需考虑气泡和沉淀物对测量结果的影响。( )
超声传播时间法安装时应避免可能干扰测量的气泡、沉淀物等因素,否则会影响超声波信号传播,导致测量误差。
机组在大修前后进行导叶漏水量测量工作,主要目的包括( )。
大修前后进行漏水量测量的核心目的是评估密封状态和检修工艺,具体包括检查导叶止封效果,以及检验导叶检修和调整的质量。测定水轮机额定出力属于机组性能试验范畴,不属于漏水量测量目的。
采用超声传播时间法安装超声波流量计换能器时,必须满足的技术要求包括( )。
超声波流量计的安装需严格依据管道直径和流速参数选型,精确测量管路尺寸并定位换能器,且必须符合国家标准GB/T 20043—2005及厂家指导说明。安装时应避开流态扰动区域,靠近急弯处会破坏水流稳定性并产生气泡,严重影响超声传播时间测量精度,故D选项错误。
超声传播时间法测量导叶漏水量时,安装要求包括( )。
超声传播时间法需在进水阀旁通管外壁安装超声波流量计换能器,应根据管径和流速选型,安装须执行GB/T 20043—2005和厂家要求,并避开气泡、沉淀物。换能器不应安装在导叶本体上,故D错。
对于贯流式机组,采用容积法测量导叶漏水量时,导叶前水压测点可布置在( )。
贯流式机组导叶前水压测点应布置在灯泡头或进入竖井的驻点上;导叶后水压测点布置在尾水管进口或尾水管出口。蜗壳进口是坝后式、引水式机组导叶前测点位置,尾水管出口是导叶后测点位置。
采用斜井法进行机组检修前导叶漏水量测量时,关闭充水装置后需待压力钢管水体自由水面停留至( )后开始测量。
斜井法机组检修前测量流程明确规定,关闭充水装置后,需等待压力钢管水体自由水面停留至斜井段适当位置方可开始测量并记录相关数据。
采用超声传播时间法测量导叶漏水量时,检查信号后至少应测量( )组数据,每组连续测量2min并取平均值。
超声传播时间法要求测量导叶漏水量时至少采集2组数据,每组连续测量时长为2分钟,最终结果取平均值以消除随机误差并确保结果准确可信。
导叶漏水量试验结果评定时,需将整理分析后的试验数据与( )进行对比,以评估漏水量是否在合理范围内。
试验数据整理分析完成后,评定导叶漏水量是否合理需直接对照设计要求或国家行业相关标准,以此作为判定试验结果合格与否的法定依据。
斜井法测量导叶漏水量时,机组检修前应待压力钢管水体自由水面停留至( )后开始测量。
斜井法检修前测量流程规定:关闭充水装置,待压力钢管水体自由水面停留至斜井段适当位置后开始测量,记录相关数据。因此正确答案是斜井段适当位置。
超声传播时间法测量导叶漏水量时,每组数据连续测量的时间应为( )min。
超声传播时间法测量流程中明确规定:至少测量2组数据,每组连续测量2 min,测量结果取平均值。因此每组连续测量时间为2 min。
导叶漏水量试验结果应与( )进行对比,以评估漏水量是否在合理范围内。
试验数据分析部分明确指出:将试验结果与设计要求或标准进行对比,评估导叶漏水量是否在合理范围内。
机组检修后采用竖井法测量时,待进水流道水体水面降至通气孔和调压井底部适当位置即可判定测量结束。( )
竖井法检修后测量流程明确规定,测量需持续至进水流道水体水面降至通气孔和调压井(若设置有)底部适当位置时方可结束,该表述符合标准操作要求。
机组投产后因温度变化和厂房变形造成导叶装配间隙增大或卡住时,仅需加强日常巡检,无需采取可靠措施予以解决。( )
机组投产后若因温度变化或厂房变形导致导叶装配间隙异常增大或出现卡阻现象,必须采取可靠工程措施予以解决,以保障机组密封性能和运行安全,仅靠巡检无法消除设备隐患。
竖井法机组检修后测量导叶漏水量时,正确的操作流程步骤包括( )。
竖井法检修后测量需依次执行停机、关闭进尾水闸门、排空测漏、充水平压开启尾水闸门、完全平压后关闭充水装置开始测量记录导叶压力变化等步骤,以上选项均为该流程的核心环节。
导叶漏水量测试发现漏水严重时,可采取的减少漏水措施包括( )。
针对导叶漏水严重问题,规范要求通过提高加工精度和开展导叶修型来减小间隙,具体目标是使导叶上、下端面和顶盖、底环之间以及导叶与导叶之间的间隙尽可能小。增大间隙会导致漏水量增加,故不选。
斜井法测量导叶漏水量时,无论检修前还是检修后,均需要进行的操作包括( )。
检修前流程包括关闭进水工作闸门、测量进水闸门漏水量和确认记录;检修后流程同样包括关闭进水工作闸门和尾