高级工程师答辩题库

第一组

高级工程师（生产运行分支）

（锅炉）

1 造成受热面热偏差的基本原因是什么？

答：造成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。

（1）吸热不均方面

沿炉宽方向烟气温度、烟气流速不一致，导致不同位置的管子吸热情况不一样。

火焰在炉内充满程度差，或火焰中心偏斜。

受热面局部结渣或积灰，会使管子之间的吸热严重不均。

对流过热器或再热器，由于管子节距差别过大或检修时割掉个别管子而未修复，形成烟气“走廊”，使其邻近的管子吸热量增多。

屏式过热器或再热器的外圈管，吸热量较其它管子的吸热量大。

（2）流量不均方面

并列的管子，由于管子的实际内径不一致（管子压扁、焊缝处突出的焊瘤、杂物堵塞等），长度不一致，形状不一致（如弯头角度和弯头数量不一样），造成并列各管的流动阻力大小不一样，使流量不均。

联箱与引进出管的连接方式不同，引起并列管子两端压差不一样，造成流量不均。现代锅炉多采用多管引进引出联箱，以求并列管流量基本一致。

2煤粉为什么有爆炸的可能性？它的爆炸性与哪些因素有关？

答：煤粉很细，相对表面积很大，能吸附大量空气，随时都在进行着氧化。氧化放热使煤粉温度升高，氧化加强。如果散热条件不良，煤粉温度升高一定程度后，即可能自燃爆炸。

煤粉的爆炸性与许多因素有关，主要的有：

（1）挥发分含量挥发V daf高，产生爆炸的可能性大，而对于Vdaf<10％的无烟煤，一般可不考虑其爆炸性。

（2）煤粉细度煤粉越细，爆炸危险性越大。对于烟煤，当煤粉粒径大于100 m时，几乎不会发生爆炸。

（3）气粉混合物浓度危险浓度在（1.2~2.0）kg/m3之间。在运行中，从便于煤粉输送及点燃考虑，一般还较难避开引起爆炸的浓度范围。

（4）煤粉沉积制粉系统中的煤粉沉积，往往会因逐渐自燃而成为引爆的火源。

（5）气粉混合物中的氧气浓度浓度高，爆炸危险性大。在燃用V daf高的褐煤时，往往引入一部分炉烟干燥剂，也是防止爆炸的措施之一。

（6）气粉混合物流速流速低，煤粉有可能沉积；流速过高，可能引起静电火花。所以气粉混合物过高、过低对防爆都不利。一般气粉混合物流速控制在16～30m/s之间。

（7）气粉混合物温度温度高，爆炸危险性大。因此，运行中应根据V daf 高低，严格控制磨煤机出口温度。

（8）煤粉水分过于干燥的煤粉爆炸危险性大。煤粉水分要根据挥发分V daf、煤粉贮存与输送的可靠性以及燃烧的经济性综合考虑确定。

3 燃料量如何调整？

答：燃料量的调节，是燃烧调节的重要一环。不同的燃烧设备和不同的燃料种类，燃料量的调节方法也各不相同。

（1）对配有中间储仓制粉系统的锅炉

中间储仓式制粉系统其制粉系统运行工况变化与锅炉负荷并不存在直接关系。当锅炉负荷发生变化时，需要调节进入炉内的燃料量，它再投入（或停止）喷燃器的只数（包括启停相应的给粉机）或改变给粉机的转数，调节给粉机下粉挡板开度来实现。

当锅炉负荷变化较小时，只需改变给粉机转数就可以达到调节的目的。当锅炉负荷变化较大时，用改变给粉机转数不能满足调节幅度的要求，则在不破坏燃烧工况的前提下可先投停给粉机只数进行调节，而后再调给粉机转数，弥补调节幅度大的矛盾。若上述手段仍不能满足调节需要时，可用调节给粉机挡板开度的方法加以辅助调节。

投停喷燃器（相应的给粉机）运行方式的调节，由于喷燃器布置的方式和类型的不同，投运方法也不同。一般可参考以下原则：

投下排、停上排喷燃器可降低燃烧中心，有利于燃烬。

四角布置的燃烧方式，宜分层停用或对角停用，不允许缺角运行。

投停喷燃器应先以保证锅炉负荷、运行参数和锅炉安全为原则，而后考虑经济指标。

（2）对配有直吹式制粉系统的锅炉：

它于配有直吹式制粉系统的锅炉，由于无中间储粉仓，它的出力大小将直接影响到锅炉的蒸发量，故负荷有较大变动时，即需启动或停止一套制粉系统运行。在确定启停方案时，必须考虑到燃烧工况的合理性及蒸汽参数的稳定。

若锅炉负荷变化不大时，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，应先开启磨煤机的排粉机的进口风量挡板，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。总之，对配有直吹式制粉系统的锅炉，其燃料量的调节，基本上是用改变给煤量来调节的。

（3）燃油量的调节：

对于燃油量的调节，目前的燃油锅炉一般采用的是利用进油或回油进行调节的系统。

采用进油调节系统的调节方法是：当负荷变化时，通常利用改变进油压力来达到改变进油量的目的。当负荷降低较大时，则需要大幅度降低进油压力，以便减少进油量，这样就会因油压低而影响进油的雾化质量。在这种情况下不可盲目降低油压，而需采取停用部分油咀的方法来满足负荷降低的需要。

采用回油进行调节的系统则是控制回油量来调节进入炉膛的油量，其回油形式有内回油和外回油两种。内回油系统对负荷变化适应性较强，能适应70％的负荷变化，但在低负荷时容易造成喷燃器扩口处结渣或烧坏；外回油系统在低负荷时雾化质量将会降低，而且喷咀加工要求较高，目前国内很少采用。

4 再热汽温怎样调整？

答：再热汽温常用的调节方法有，烟气挡板、烟气再循环、摆动式喷燃器以及喷水减温等。

（1）烟气挡板调节：烟气挡板调节是一种应用较广的再热汽温调节方法。烟气挡板可以手控也可自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量达到调节再热汽温的目的。如当负荷降低时，开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，就可以提高再热汽温。

（2）烟气再循环调节：烟气再循环是利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。运行中通过对再循环气量的调节，来改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。

（3）摆动式喷燃器：摆动式喷燃器是通过改变喷燃器的倾角，来改变火焰中心的高度，使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。

当喷燃器的下倾角减小时，火焰中心升高，炉膛辐射传热量减少，炉膛出口温度升高，对流传热量增加，使再热汽温升高。

（4）再热喷水减温调节：喷水减温器由于其结构简单，调节方便，调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调，但它的使用使机组热效率降低。因此在一般情况下应尽量减少再热喷水的用量，以提高整个机组的热经济性。

为了保护再热器，大容量中间再热锅炉往往还设有事故喷水。即在事故情况下危及再热器安全（使其管壁超温）时，用来进行紧急降温，但在低负荷时尽量不用事故喷水。遇到减负荷或紧急停用时应立即关闭事故喷水隔绝门，以防喷水倒入高压缸。

除了上述几种再热蒸汽调整方法以外，还有几种常用的手法。如：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，都必须做取既能迅速稳定汽温又能尽量提高机组的经济性。

（电气）

5.发电机—变压器组有哪些主保护，各反映哪些故障、保护的范围及动作时限、各保护的一般工作原理

（1）主保护：

1）机变纵联差动保护（大差）：是发电机内部至机变开关侧CT和厂高变初级侧CT范围内发生相间短路故障或该范围内220kV设备发生接地、短路故障的保护。动作时限0秒。

基本原理：通过差动继电器比较保护范围内（3组CT之间）同一相电流的大小和相位，差动继电器的整定躲开正常运行和外部故障时的最大不平衡电流，仅反映内部相间短路、接地故障。

2）发电机纵联差动保护（小差）：是发电机内部（指定子绕组及其引出线）至发电机出口CT间发生相间短路故障的主保护。动作时限0秒。

基本原理：同大差，但保护范围为2组CT之间。

3）发电机横差保护：发电机定子绕组的匝间短路、分支开焊及相间短路的主保护。正常动作时限0秒，但考虑到转子两点接地短路时发电机气隙磁场畸变可能致使保护误动，所以在转子一点接地保护发信后，保护装置将横差保护自动切为延时动作。

基本原理：适用于双星形接线的发电机，在两组星形接线的中性点连线上装一个电流互感器。将一组星形接线绕组的三相电流之和与另一组星形接线绕组的三相电流之和进行比较。正常运行时，两组星形绕组里的三相电流对称且平衡，两个中性点电位相等，横差电流互感器中没有电流通过。当任一绕组发生匝间短路，该相的两个分支绕组间有环流通过，从而横差电流互感器中有电流通过，超过整定动作电流时保护动作。

4）主变差动保护：发电机机端CT和厂高变高压侧CT至机变开关CT范围内发生相间短路、匝间短路故障或引出线的单相接地短路故障的主保护。动作时限0秒。

基本原理：同发电机差动。

5）主变压器瓦斯保护：反映主变压器油箱内部故障的主保护。

基本原理：变压器内部故障时，短路电流所产生的电弧将使绝缘材料和变压器油受热分解，产生大量气体。气体的多少和故障的性质及严重程度有关。故障轻微时，产生的气体较少，这些气体慢慢地扩散，通过变压器油箱和油枕间的连接管道进入油枕；而当故障严重时，就有大量气体产生，油会迅速膨胀，这时，就有

强烈的油流通过连接管道冲向油枕。在油箱和油枕之间的连接管道上安装了瓦斯继电器，它通过内部故障时产生的不同气体而动作，分为轻瓦斯和重瓦斯。其中轻瓦斯由上浮筒控制，动作后发信，重瓦斯由挡板控制，动作后可以通过压板切换于信号或0秒跳闸。

6）厂高变差动保护：厂高变高、低压侧CT之间故障的主保护。

基本原理：同发电机差动。

7）厂高变瓦斯保护：反映厂高变内部故障的主保护。分轻瓦斯和重瓦斯。

基本原理：同主变瓦斯保护。

8）发电机负序过负荷保护：反映机变发生不对称短路或非全相运行。

基本原理：发电机在不对称负荷状态下，定子绕组将流过负序电流，所产生的旋转磁场的方向与转子运动方向相反，以两倍同步转速切割转子，一方面在转子本体及励磁绕组中感生倍频电流，在转子表面引起高温，发生严重电灼伤，另一方面，由负序磁场产生的两倍频交变电磁转矩，使机组产生100Hz振动，引起金属疲劳和机械损伤。

负序过负荷保护实际上是转子过热保护。目前采用两种保护方式：定时限负序过负荷保护和反时限负序过负荷保护。

定时限负序过负荷保护：通常采用两段动作电流。一段具有较小的动作电流值，按躲过长期允许的负序电流整定，当负序电流超过长期允许值时，延时发出报警信号。另一段具有较大的动作电流值，当发电机的负序电流超过转子发热的允许值时，动作于机变跳闸。

反时限负序过负荷保护：两段定时限负序过负荷保护不能反映负序电流变化时发电机转子的热累积过程，因此对于大型汽轮发电机一般还要求装设与发电机承受负序电流能力相匹配的反时限负序过负荷保护，其上限动作电流与下限动作时间相对应，下限动作电流与上限动作时间相对应。

9）转子两点接地保护：反映发电机转子本身或励磁回路上发生的接地故障。

基本原理：发电机正常运行时，转子转速很高，离心力很大，励磁绕组绝缘容易损坏，同时励磁系统较为复杂，容易造成转子一点接地故障。但是转子一点接地构不成闭合回路，故障点没有短路电流，发电机可以正常运行。但是一点接地后，作用在励磁绕组上的对地电压会升高到工作电压，如果仍长期运行，遇到励磁绕

组其它部位绝缘降低时，会造成转子两点接地。这对于转子水内冷的大型机组来说，由于励磁电压较高，更易造成转子两点接地故障。而当发生转子两点接地故障时，励磁绕组两点接地构成闭合回路，故障点将通过很大的故障电流，产生的电弧会烧坏励磁绕组和转子本体，同时引起的磁场不对称会造成发电机的强烈振动。因此大型汽轮发电机一般采用转子一点接地保护发信，然后再投入转子两点接地保护，保护动作于跳闸。

10）厂高变次级电缆差动保护：反映厂高变次级两开关间电源电缆发生的短路接地故障。

基本原理：由于厂高变次级至厂用高压母线间的距离较长，次级两开关间的电源电缆通过电缆隧道连接，可能出现短路接地等故障。通过电缆两侧的两组CT装设差动保护，保护动作于次级两开关跳闸，避免电缆故障引起厂高变初级故障从而使机组跳闸，同时厂用高压母线可由备用电源供电，不受影响。

6、发电机并列应具备的条件及并列时的注意事项、同期概念及同期装置的使用1.发电机并列应具备的条件：在发电机和系统并列时，总是希望能达到并列时没有冲击电流，并列后保持稳定的同步运行，所以发电机并列时应具备以下条件，且缺一不可：

1）发电机的端电压与待并系统的电压相等（误差不大于±10%，事故情况下不大于±20%）。

2）电压相位一致（不大于20°电气角）。

3）频率相等（误差不大于0.1HZ，事故情况下不大于0.5HZ）

4）相序一致（主要在安装和检修时注意，运行人员在并列操作时不需考虑）2.发电机并列时的注意事项：

1）在零起升压时注意定子三相电流表指示为零，调节器输出电压电流，转子及主励磁机电压表、电流表指示均匀上升，消弧线圈无电流。发电机定子电压表指示上升至额定值的50%和100%时，分别测量三相定子电压应平衡，切换开关位置与电压值相对应。定子电压至额定值时核对发电机空载特性，并测算转子绝缘电阻良好。

2）在“粗调”时，调整发电机的端电压略高于系统电压值，调节汽轮机的

转速使发电机的频率适当高于系统频率。在“细调”时，核对同期闭锁继电器与同期鉴定表指针动作一致性。

3）用手动准同期方式并网时应注意发电机组同期表计中同期鉴定表的指针应是顺时针方向旋转，不可逆时针方向旋转。同时旋转速度不能过快，不能有跳动，不能停止在某一点不动。同期鉴定表指针与同期继电器动作一致。合机变开关时应有一定的提前角度（15°电气角）。

4）在发电机并列增加有、无功后，密切注视发电机三相电流对称情况，当确证开关有一相或二相未合上时，应将机变开关解列，查明原因经处理正常后，方能将此开关再行并列。

3.同期概念及同期装置

同期闭锁继电器有两组电压线圈，分别接于系统和待并系统的同步电压小母线上，还有一个常闭触点串接在机变开关合闸回路中。当满足同期条件时，常闭触点闭合，使机变开关合闸回路导通，机变并列。反之，在不满足同期条件时，机变开关无法通过同期装置并列。

同期鉴定表的指示意义如下：

1)指针在黑点位置表示待并与系统周率相位一致同步运行。

2)指针指在黑点以外，表示两系统有一定相位差。

3)指针逆时针方向旋转，表示系统周率大于待并设备周率，指针顺时针方向旋转，表示待并设备周率大于系统周率。

4)粗调时，H

Z、

V向上滑足，系统电压未引进，向下滑足，待并电压未引进。

7、不满足发电机并列条件将会产生哪些后果，为什么？

1)在电压不相等的情况下，并列后，发电机绕组内出现冲击电流I = △U /

X”

d ，因为次暂态电抗X”

d

很小，因而这个电流相当大，电压差越大，

冲击电流就越大。

2)电压相位不一致，其后果是可能产生很大的冲击电流而使发电机烧毁。

如相位相差180°，近似等于机端三相短路电流的二倍，此时流过发电机绕组内电流具有相当大的有功部分，这样会在轴上产生冲击力矩，或使设备烧毁，或使发电机大轴扭曲。

3)频率不等，将使发电机产生机械振动，产生拍振电流。如果频率相差比

较小，则发电机与系统间的自整步作用，使发电机拉入同步；如果频率

差较大时，因转子的惯性力过大而不起作用，将使发电机失步。

同步发电机在不符合准同期并列条件时与系统并列，称之为非同期并列。以上三种情况仅是某一个同期条件不符合要求时所发生的情况，而非同期并列时，可能几个同期条件都不符合要求，这时冲击电流很大，会使发电机、主变压器受到巨大的电动力作用和引起强烈发热。当在既有相角偏移、频率又不相等的情况下合闸时，还将产生相当大的功率振荡，即功角时大时小、时正时负，发电机有时送出功率有时吸收功率，特别是当功率振荡频率和转子固有频率相接近时，功率振荡的幅值就更大。同时，发电机还可能产生强烈的机械振动。

（汽机）

8.防止汽轮机超速事故有哪些措施。

答：有以下措施：

1)坚持调速系统静态试验，保证速度变动率和迟缓率符合规定。

2)对新安装机组及对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。

3)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。

4)合理整定同步器的调整范围。一般其上限比额定转速ne高，为+7%×

ne ,其下限比额定转速ne 低, 为-5%×ne。

5)各项附加保护符合要求并投入运行。

6)各主汽门、调速汽门开关灵活，严密性合格，发现缺陷及时消除。

7)定期活动自动主汽门、调速汽门，定期试验抽汽逆止门。

8)定期进行油质分析化验。

9)加强蒸汽品质监督，防止门杆结垢。

10)发现机组超速立即停机破坏真空。

11)机组长期停用做好保养工作，防止调节部套锈蚀。

12)采用滑压运行的机组，在滑参数启动过程中,调速汽门开度要留有富余

度。

9.汽轮机大轴弯曲的主要原因是什么？

答：汽轮机大轴弯曲的主要原因是：

1)由于通流部分动静摩擦，使转子局部过热。过热部分的膨胀，受到周

围材质的约束，产生压应力。当应力超过该部位屈服极限时，发生塑

性变形。当转子温度均匀后，该部位呈现凹面永久性弯曲。

2)在第一临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡力方向大致一致，

动静磁磨时将产生恶性循环，使大轴产生永久弯曲。

3)停机后在汽缸温度较高时，因某种原因使冷汽、冷水进入汽缸时，汽

缸和转子将由于上下缸温差产生很大的热变形，甚至中断盘车，加速

大轴弯曲，严重时将造成永久弯曲。

4)转子的原材料存在过大的内应力。在较高的工作温度下经过一段时间

的运行以后，内应力逐渐得到释放，从而是转子产生弯曲变形。

5)运行人员在机组启动或运行中由于未严格执行规程规定的启动条件、

紧急停机规定等，硬撑硬顶也会造成大轴弯曲。

10.一般在哪些情况下禁止运行或启动汽轮机？

答案：一般在下列情况下禁止运行或启动汽轮机：

1)危急保安器动作不正常；自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩不

能严密关闭，自动主汽门、调速汽门严密性试验不合格。

2)调速系统不能维持汽轮机空负荷运行（或机组甩负荷后不能维持转速

在危急保安器动作转速之内）。

3)汽轮机转子弯曲值超过规定。

4)高压汽缸调速级（中压缸进汽区）处上下缸温差大于35℃～50℃。

5)盘车时发现机组内部有明显的摩擦声时。

6)任何一台油泵或盘车装置失灵时。

7)油压不合格或油温低于规定值；油系统充油后油箱油位低于规定值时。

8)汽轮机各系统中有严重泄漏；保温设备不合格或不完整时。

9)保护装置（低油压、低真空、轴向位移保护等）失灵和主要电动门（如

电动主汽门、高加进汽门、进水门等）失灵时。

10)主要仪表失灵，包括转速表、挠度表、振动表、热膨胀表、胀差表、

轴向位移表、调速和润滑油压表、密封油压表、推力瓦块和密封瓦块

温度表，氢油压差表、氢压表、冷却水压力表、主蒸汽或再热汽压力

表和温度表、汽缸金属温度、真空表等。

第二组

高级工程师（生产检修分支—汽机专业）

1、中间再热机组有何优缺点?

答：(一)中间再热机组的优点

(1)提高了机组效率，如果单纯依靠提高汽轮机进汽压力和温度来提高机组效率是不现实的，因为目前金属温度允许极限已经提高到560℃。若该温度进一步提高，则材料的价格却昂贵得多。不仅温度的升高是有限的，而且压力的升高也受到材料的限制。

大容量机组均采用中间再热方式，高压缸排汽在进中压缸之前须回到锅炉中再热。再热蒸汽温度与主蒸汽温度相等，均为540℃。一次中间再热至少能提高机组效率5%以上。

(2)提高了乏汽的干度，低压缸中末级的蒸汽湿度相应减少至允许数值内。否则，若蒸汽中出现微小水滴，会造成末几级叶片的损坏，威胁安全运行。

(3)采用中间再热后，可降低汽耗率，同样发电出力下的蒸汽流量相应减少。因此末几级叶片的高度在结构设计时可相应减少，节约叶片金属材料。

(二)中间再热机组的缺点

(1)投资费用增大，因为管道阀门及换热面积增多。

(2)运行管理较复杂。在正常运行加、减负荷时，应注意到中压缸进汽量的变化是存在明显滞后特性的。在甩负荷时，即使主汽门或调门关闭，但是还有可能因中调门没有关严而严重超速，这时因再热系统中的余汽引起的。

(3)机组的调速保安系统复杂化。

(4)加装旁路系统，便于机组启停时再热器中通有一定蒸汽流量以免干烧，并且利于机组事故处理。

2、什么是胀差?胀差变化与哪些因素有关?

答：(一)汽轮机转子与汽缸的相对膨胀，称为胀差。习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时的胀差值为正胀差，汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值为负胀差。根据汽缸分类又可分为高差、中差、低Ⅰ差、低Ⅱ差。胀差数值是很重要的运行参数，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣，防止动静部分发生碰磨。

(二)使胀差向正值增大的主要因素简述如下：

(1)启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。

(2)汽缸夹层、法兰加热装置的加热汽温太低或流量较低，引起汽加热的作用较弱。

(3)滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩。

(4)轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。

(5)机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。

(6)推力轴承磨损，轴向位移增大。

(7)汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落。在严寒季节里，汽机房室温太低或有穿堂冷风。

(8)各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高差很明显。

(9)机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。

(三)使胀差向负值增大的主要因素简述如下：

(1)负荷迅速下降或突然甩负荷。

(2)主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。

(3)水冲击。

(4)汽缸夹层、法兰加热装置加热过度。

(5)轴封汽温度太低。

(6)轴向位移变化。

3、轴系调整的原则主要有哪些？

答：选择调整方法的原则应该是尽量恢复机组安装时（或上次大修后）转子与汽缸的相对位置，以保持动、静部件的中心关系，减少隔板、轴封套中心的调整工作，以便于保持发电机的空气间隙。因此应该在测量联轴器中心时，同时测出轴颈下沉、轴颈扬度、转子对汽缸的轴封套洼窝中心，将其测量结果与上次大修后记录的改变值和下划线测量结果一起考虑各轴瓦所需的移动量。但由于测量误差、汽缸变形及位置的变化和转子弯曲等原因，上述四方面数值，常常不能同时都符合要求。在满足联轴器中心要求的前提下，重点应考虑洼窝中心及轴颈扬度。

（1）轴颈扬度：在分析时，首先应考虑转子（包括发电机转子）中心线连接成的连续曲线的水平点（即扬度为零之处），是否符合制造厂的要求。若扬度零点位置偏移过大，说明转子位置发生较大变化。这会改变发电机空气间隙，增加中心的调整工作。此外在一定程度上影响转子的轴向推力。因此应在调整联轴器中心时，一起考虑调整。

（2）转子对汽缸前后轴封洼窝中心：制造厂对转子和轴封洼窝一般要求同心布置，中心偏差不应大于0.05mm，在大修中分析中心状况时应以上次大修记录为依据。如果转子对汽缸前后轴封洼窝中心在保证联轴器中心合格的前提下，与上次大修记录比较偏差较大时，应结合汽缸水平及轴颈扬度来分析轴承座及汽缸位置发生变化的情况及对机组安全运行的威胁程度。若能采用调整轴封套和隔板来恢复动、静部分中心关系，又不影响安全运行时，一般对轴承座、汽缸的位置可不做调整。

4、造成油系统进水的主要原因是什么？防止油系统进水应采取哪些措施？

答：造成油中进水的原因很多，主要有：

⑴由于汽封径向间隙过大，或汽封块各弧段之间膨胀间隙太大，而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。

⑵汽封连通管通流截面太小，漏汽不能从连通管畅通排出，而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。

⑶汽动油泵漏汽进入油箱。

⑷轴封抽汽器负压不足或空气管阻塞，而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。

⑸冷油器水压调整不当，水漏入油内。

⑹盘车齿轮或联轴器转动鼓风的抽吸作用造成轴承箱内局部负压而吸入蒸汽。

⑺油箱负压太高。而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。

⑻汽缸结合面变形漏汽，而造成蒸汽窜入轴承润滑油内。

防止油中进水应采取下列措施：

⑴调整好汽封间隙。

⑵加大轴封连通管的通流截面积。

⑶消除或减低轴承内部负压。

⑷缩小轴承油挡间隙。

⑸改进轴封供汽系统。

⑹保证轴封抽汽系统合理，轴封抽汽器工作正常。

5、灰铸铁焊补时为什么容易产生裂纹？如何防止裂纹的措施？

答：灰铸铁本身强度低，塑性极差，而焊接过程又具有工件受热不均匀，焊接应力大及冷却速度快等特点。因此，焊补铸铁时焊缝和热影响区容易产行裂纹，当接头存在白铸铁组织时，由于白铸铁组织硬而脆，而且白口的冷却收缩率比灰铸铁母材大得多，使得应力更加严重，加剧裂纹倾向，严重时可使整个焊缝沿半熔合区从母材上剥落。灰铸铁焊接裂纹一般为冷裂纹，产生的温度在400℃以下，产生的部位为焊缝热影响区，当采用非铸铁型材料焊接时，焊缝也会产生热裂纹。

防止的措施有：

（1）工件焊前预热，焊后缓冷。不但能防止白铸铁组织的产生，而且使焊件温度分布均匀，减小焊接应力，防止裂纹。

（2）采用加热减应区法，在焊件上选择适当的区域进行加热，使焊接区域有自由热胀冷缩的可能，以减小焊接应力，防止产生裂纹。

（3）调整焊缝化学成分，可采用非铸铁型焊接材料，以得到塑性好，强度高的焊缝，使焊缝产生塑性变形，松弛焊接应力，避免裂纹。

（4）采用合理的焊接工艺，冷焊时应采用分散焊、断续焊，选用小电流，线熔深焊后立即锤击等方法，减小焊接应力，防止裂纹。

（5）采用栽螺钉法，大面积焊补时，采用栽螺钉法应力由螺钉承受，防止焊缝剥离。

6、分析机组振动时，从检修方面哪些因素？

答：（1）汽缸水平及轴颈扬度有无变化；

（2）滑销系统和销槽有无磨损、变形，间隙和接触面是否合格，滑动是否受阻；

（3）轴瓦的间隙、瓦盖紧力和下瓦接触情况是否符合要求，球面瓦的紧力和接触是否符合要求；

（4）转子是否找过平衡，所加平衡重量分布如何，平衡重块是否被冲刷或活动；

（5）轴颈的椭圆度和轴的弯曲情况；

（6）套装中轮是否松动，膨胀间隙是否更换过零件或进行过加工；

（7）动静部分有无摩擦，摩擦部位如何；

（8）发电机转子上有无松动的零件、通风口，空气间隙是否正常，线匝间有无短路；（9）机组中心情况，联轴器的晃度和瓢偏情况；

（10）基础、台板是否正常，台板螺丝是否松动；

（11）联轴器及大轴中心孔内是否有积存液体等。

7、采用电液调节系统有哪些优点? DEH系统的液压伺服系统的组成及各个组成部分的作用是什么？

答：采用电液调节系统有以下优点：

(1)采用电气元件增加了调节系统的精度，减少了迟缓率，在甩负荷时能迅速地将功率输出返零，改善了动态超速；

(2)实现转速的全程调节，控制汽轮机平稳升速；

(3)可按选定的静态特性(可方便地改善静态特性的斜率及调频的最大幅值)参与电网一次调频，以满足机、炉、电网等多方面的要求；

(4)采用功率系统，具有抗内扰及改善调频动态特性的作用，可提高机组对负荷的适应性；

(5)能方便地与机、炉、主控设备匹配，实现机、电、炉自动控制。

DEH系统的液压伺服系统由伺服放大器、电液伺服阀、油动机及其位移反馈（即线性位移差动变送器）组成。伺服放大器的作用是将控制机构送来的信号与反馈信号的差值进行功率放大，并转换成电流信号。电液伺服阀的作用是将电气量转换为液压量去控制油动机。油动机的作用是接受电液伺服阀来的液压信号，控制油动机活塞的开度，通过连杆带动，使汽阀开度变化。线性位移差动变送器的作用是把油动机活塞的位移（同时也代表调节汽阀的开度）转换成电压信号，反馈到伺服放大器前端，实现油动机开度的闭环控制。

8、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，疏水调节阀就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。

9、如何测量推力瓦块的磨损量？推力瓦乌金需要重新浇铸时，应如何清理瓦胎？

答：将瓦块乌金面朝上平放在平板上，使瓦块背面支撑面紧密贴合平板，再将千分表磁座固定在平板上，表杆对准瓦块乌金面。缓慢移动瓦块，记录千分表读数和对应的推力瓦乌金面测点位置，读数最大值与最小值之差即为瓦块最大厚度差，亦为最大磨损量。

清理瓦胎的方法：

（1）将轴瓦沿轴向立放平稳，用煤气火嘴或火焊均匀加热轴瓦外侧，使乌金熔化脱落。（2）用钢丝刷清理瓦胎挂乌金处，使表面露出金属光泽。

（3）将轴瓦用10%苛性钠溶液煮15~20min，液温达80~90℃之后，用同样温度的凝结水煮洗，除去残碱，取出擦干。

10、汽轮发电机组在轴上产生轴电流的原因有哪些？有何特征？如何处理？

答：静电效应的静电荷，是因蒸汽与叶片的干摩擦而产生，电位可达100~200V，电流3~5mA，在汽轮机转子上装设接地碳刷可以消除它的危害。

转子发生轴向磁化而产生的感应电流，发电机转子绕组发生层间短路时，会使转子发生轴向磁化，磁力线被切割后，将在轴颈与轴瓦间的回路中产生单极的感应电流感应电流，电位可达35mV，电流微小，需对转子进行退磁处理才能消除。

交流轴电流，产生原因是转子与静子不同心、静子线圈发生层间短路等，造成转子、轴瓦、台板环路中感应出交流轴电流。其电压不大于35V。但若发电机和励磁机轴承座对台板之间、密封瓦对发电机端盖之间的绝缘被破坏时，这种轴电流将很大，因此很危险。在发电机前部及汽轮机轴上装设接地碳刷，能防止该部位发生电腐蚀。在发电机后部却绝对不允

许装设接地碳刷，而只能保持发电机后部各轴承座对台板、密封瓦、发电机端盖之间的绝缘良好，来防止轴电流的形成。

第三组

高级工程师（生产检修分支—电气专业）

1、发电企业机组检修分为几个等级，如何定义？国产汽轮发电机组各级检修间隔是如何规

定的？

答：分为A、B、C、D四个等级。

A级：对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备的性能。

B级：对机组某些设备存在的问题，对机组部份设备进行解体检查和修理。可根据设备状态评估结果有针对性地实施部份A级检修项目或定期滚动检修项目。

C级：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、清理、清扫。

D级：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。

A级4~6年，B级在二次A级之间安排一次，C级每年一次，D级视情况可每年安排一次。

2、简述主变压器A级检修时检查哪些部件？

答：检查外壳和绝缘油、铁芯和绕组、冷却系统、分接开关、套管、其它零部件如一次系统配电的装置及电缆等。

3、集团发布的二十九项反措中涉及电气的有哪些项？

答；与电气有关的：防止人身伤亡事故，防止火灾事故，防止电气误操作事故，防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故、防止发电机和水轮机损坏事故、防止继电保护事故、防止系统稳定破坏事故、防止大型号变压器损坏和互感器爆炸事故、防止开关设备事故、防止接地网事故、防止污闪事故、防止全厂停电事故、防止枢纽变电站全停事故、防止直流系统事故、防止倒塔和断线事故、防止设备腐蚀事故等（共18项）

4、如何对电气设备预防性试验结果做出判断？

答：在与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势进行全面分析后做出判断。

5、绝缘材料的耐热等级分几类？极限工作温度是多少？目前生产的发电机、干式变压器、

油浸变压器绝缘等级是哪一级？

答：Y级极限工作温度90℃、A级105℃、E级120℃、B级130℃、F级155℃、H级180℃、C级180℃以上。

发电机F级（一般按B级考核），干式变压器F级或H级，油浸变压器绝缘为A级。

6、厂用电负荷按生产过程中的重要性可分为Ⅰ类负荷、Ⅱ类负荷、Ⅲ类负荷，其定义是什么？接有Ⅰ类负荷的厂用母线应设置备用电源，当备用电源采用暗备用方式时，暗备用的联络断路路器一般采用哪种切换方式？为什么？

答：Ⅰ类负荷：指短时（手动切换恢复供电所需时间）停电可能影响人身或设备安全，使生产停顿或发电量大幅下降的负荷。

Ⅱ类负荷：允许短时停电。但停电时间过长，有可能损设备或影响正常生产的负荷。

Ⅲ类负荷：长时间停电不会直接影响生产的负荷。

暗备用的联络断路路器一般采用手动切换方式。Ⅰ类负荷通常一工作一备用，分接在二段母线上，若工作的一段母线永久故障，在另一母线上的Ⅰ类备用负荷开关会自动投用，保证机组正常运行，若这时暗备用的联络断路路器不经判断的自动投用，将会使供正常母线的电源合在已发生永久故障的母线上造成跳闸，使二条母线同时失电，造成生产停顿或发电量大幅下降的负荷。

7、从哪几个方面选择电缆型号，从哪几个方面选择电缆截面？铜芯电缆载流量一般是铝芯电缆载流量的多少倍？为了防止火灾事故的发生300MW以上机组应采用何种类型型电缆？

答：电缆型号的选择：缆芯材料的选择、绝缘及搞套层的选择、铠装及外被层的选项择、电压及芯数的选择。

电缆截面的选择：按持续截面电流、按短路热稳定、按电压损失校验、按经济电流密度。

铜芯电缆载流量一般是铝芯电缆载流量的1.29倍

为了防止火灾事故的发生300MW以上以上机组.应采用阻燃型号电缆。

8、高压短路电流计算一般只计及各元件的电抗，采用标么值计算，为了计算工方便通常基准容量、基准电压如何取？在基准容量、基准电压确定后，基准电流、基准电抗便已确定其值为多少？

答：为了计算方便通常基准容量S j取100MV A或1000MV A、基准电压U j通常取各级的平均电压即1.05倍的各级额定电压。基准电流I j=S j /√3U j，X j =U j/√3I j= U j2 / S j 。

9、简述厂用低压电器选择的一般原则。

答：1）低压电器应满足正常持续运行、并适应生产过程中各项操作要求，事故时应保证安全迅速而有选项择性地切除故障。

2）校验短路时的动、热稳定。

3）熔断器及断路器应按回路可能发生的最大短路电流来校验其允许的额定短路分断能力。

4）断路器瞬时或延时过电流脱扣器的整定电流应躲过电动机起动电流的条件来选择，并按最小短路电流校验灵敏系数。在中性点直接接地系统中断路器脱扣器应选三相式，和失压脱扣器分励的参数及辅助触头的数量应满足控制和保护的要求。

5）交流接触器和磁力起动器的等到级和型号应按电动机容量和工作方式选择，其吸持线圈的参数及辅助触头的数量应满足控制和联锁的要求。

10、为什么新安装的变压器在正式投运前要做冲击合闸试验，要做几次？为什么？

答：做冲击合闸试验目的是为了检查变压器的绝缘强度和机械强度，检查变压器差动保护躲过励磁涌流的性能。新安装的变压器应冲击5次。

铁芯中的磁通及其磁场能量是不能跃变的，变压器在合闸前铁芯中的磁通及其磁场能量是零。在合闸瞬间在铁芯中会产生二部份磁通，其一为与电压成正比、相位滞后于电压90℃的稳定运行时的周期分量磁通，另一部份为按指数规律衰减的非周期分量，其值大小取决于

合闸瞬间周期分量磁通的大小，二者迭加保持合闸瞬间铁芯中的磁通及其磁场能量不跃变为零。所以若合闸瞬间周期分量磁通为零，非周期分量也为零，二者迭加为零，因此一开始就过渡到稳定运行状态，磁通及励磁电流和稳定运行相同。若合闸瞬间周期分量磁通为最大值，则非周期分量的初始值与周期分量磁通大小相等反向相反并按指数规律衰减，初始值二者相迭加为零，但周期分量是按正弦波变化的，在合闸后半个周期铁芯中的磁通接近稳定运行时的二倍，铁芯高度饱和，其励磁涌流将达到变压器额定电注的6~8倍。由于变压器合闸的随机性，其相位角不能控制，每次合闸变压器励磁涌流将为0和最大值之间的某个值，多合几次遇到较大励磁涌流的概率也就较大，就能更好检查变压器的绝缘强度和机械强度及检查变压器差动保护躲过励磁涌流的性能。

第四组

高级工程师（生产检修分支—锅炉专业）

1、对于燃用低灰熔点的煤种如何防止大容量锅炉的炉膛结渣？

答：首先在锅炉的设计上合理选取炉膛容积热负荷、截面热负荷、燃烧器区域壁面热负荷和屏底进口烟温，按照有关设计导则，炉膛容积热负荷推荐值一般为75-80KW/m3，截面热负荷推荐值一般为4.2-5.0MW/m2，燃烧器区域壁面热负荷推荐为值一般为1.2-1.6 MW/m2,屏底烟温不大于1300℃；燃烧器的设计无论直流式还是旋流式，均应该具备风包煤的结构，不使煤粉气流直接冲刷水冷壁引起结渣；运行中应加强调整，对于四角切圆燃烧方式要调整切圆不偏离，防止水冷壁局部温度过高和煤粉刷墙；对于前后墙对冲的旋流式燃烧器要合理调节内外二次风，不使旋流强度过大，造成燃烧器周围的水冷壁结渣；在煤种的配烧上，宜采用成熟的分层燃烧方式，可以将低灰熔点的煤放在下层，高灰熔点的煤放在上层；在炉膛吹灰方式上应注意区别水冷壁不同区域的不同结渣程度采取不同方式，以提高吹灰效果；还应加强对水冷壁结渣情况的运行检查，发现问题采取相应措施。

2、么是直流锅炉垂直管屏的水动力自补偿特性和强制流动特性？它的原理是什么？

答：直流锅炉垂直管屏中，当吸热量增大时管子的流量是增加的称为具有自补偿特性，反之流量是减少的，称为强制流动特性。

它可以从管屏的压降来分析，因为垂直管屏中并联管的压降是一定的，管子压降是由流动阻力与重位阻力也称重位压降组成。流体在管子流动中，二者之和

是与管屏的压降平衡的。当管子受热后，二者的变化的比例是不同的。如果管子的质量流速较低，管子中的重位阻力所占份额大，当吸热量增加，由于管中流体重度降低，使整个管子的阻力降低的份额增大，由于管屏的压降是一定的，它促使流量增加来提高流动阻力，达到与管屏的压降相平衡。这就是自补偿特性。反之，如果管子的质量流速较高，管子中的流动阻力所占份额大，当吸热量增加时，管子中流体重度降低，使重位阻力降低，但份额小，而流体比容增大，引起的流动阻力增加的份额大，为了与管屏的压降相平衡，必须要减少流量使流动阻力降低。这就是强制流动特性。

3、选择减温水调门应提供哪些参数？调门的流量与什么有关？能否取减温水

母管压力与减温器之间的压差作为调门的压差？若不能，为什么？

答：应提供的参数主要有：调门所处的工作压力、温度；需要的流量和它对应的压差；阀门调节特性曲线，一般为等百分比。调门的流量与调门的压差有关。不能取减温水母管压力与减温器之间的压差作为调门的压差，因为减温水在流动中有阻力损失，包括磨擦阻力和局部阻力损失，要将总的压差减去管道阻力损失才是调门的压差。

4、如何确定锅炉过热器、再热器炉外壁温测点的温度限额？炉外壁温测点为什

么需要单独保温？

答：壁温测点一般安装在锅炉顶棚以上过热器、再热器出口的连接管上。它所测量到的是过热器、再热器管的炉外壁温，它相当于该管子的蒸汽温度。而我们要监视的是其炉内金属壁温，因为按理论计算和实践经验，对流过热器、再热器在炉内出口段的壁温与汽温的差值约20-30℃，所以，根据过热器、再热器管材料的金属允许温度减去壁温与汽温的差值，即等于炉外壁温允许的限额。如高过炉内为T91，其金属允许温度为620℃，减去差值30℃，则炉外壁温控制限额为590℃。但要注意的是，若高过炉外连接管为12Cr1M0V,因该材料的金属允许温度只有580℃，所以综合考虑后，该点的炉外壁温侧点的限额应定为不超过580℃炉外壁温测点一般处于炉顶过热器或再热器的出口集箱的保温罩壳内，但罩壳内的空气温度与管子的金属壁温是有温差的，如果壁温测点不单独保温，则管子内壁的蒸汽与管壁，管壁与测点，测点与空气就有热流，有了热流，管内的蒸

汽至管内壁、管内壁至外壁、外壁至测点就有温度降，这样测量到的温度比管内的蒸汽温度是偏低的。某电厂300MW亚临界锅炉壁温测点有无单独保温曾做过试验，结论是无单独保温测量到的温度约偏低10℃。所以,炉外壁温测点必需单独保温。

5、锅炉“四管爆漏”常见原因有哪些？

答：常见的原因有：受热面设计不合理和运行不当造成长期或短期超温爆管；管内结垢、管内氧化皮脱落或被异物堵塞引起管子超温爆管；管子的外壁发生烟气高温腐蚀使管壁减薄，多数发生在水冷壁管；管子受烟气冲刷飞灰磨损，多数发生在烟气走廊局部烟速偏高的部位，省煤器尤为突出；管材本身存在缺陷或运行年久管材老化；焊接质量不良发生裂纹砂眼等；管子膨胀不畅发生拉裂。归纳起来锅炉发生“四管爆漏”大致五个方面原因：超温、磨损、腐蚀、疲劳拉裂，焊口质量。

6、300MW锅炉省煤器管子Ф38x5mm，磨损后测得壁厚为3mm，如何评判它能否继续使用？高过管子Φ45x7mm，现检查发现胀粗至Φ46.5mm,按金属监督规程蠕变超限的要求,评判它能否继续使用?

答：省煤器管子磨损减薄量，粗略地讲，一般超过管子壁厚的1/3，需要更换，现管子壁厚3mm,已磨去2mm，超过原壁厚的1/3。需更换。若精确计算，应查出省煤器的工作压力和金属壁温，根据壁温和省煤器管的材料查出该温度下的许用应力，然后根据管子的强度计算公式(要求说出计算公式)，计算出管子所需厚度，按公式算出来最小厚度要3.9mm，该管需要更换。高过是合金钢管，按金属监督规定合金钢管外径蠕变胀粗量超过 2.5%需更换，经计算该管子外径胀粗不能大于46.1mm，现胀粗至46.5mm，必须更换。

7、说明炉膛漏风、制粉系统漏风和空气预热器漏风对锅炉有危害？并说明原因，上述设备漏风一般不应超过多少？回转式空气预热器堵灰的原因是什么？对锅炉有何危害？

答：炉膛和制粉系统漏风主要是造成锅炉排烟温度升高。因为这部分是窒外的冷

风，它不经过空气预热器，使经过空气预热器的风量减少，而锅炉的烟气量是不变的，这样由于预热器的吸热量减少，使得排烟温度升高。而空气预热器的漏风，主要是造成锅炉送、吸风机电流增大，使厂用电率增加，严重时，造成锅炉风量不足，影响锅炉出力。炉膛漏风一般不超过5%的锅炉理论空气；制粉系统漏风不超25%的本身通风量；空气预热器漏风率不超过6-10%的预热器进口烟气量。

回转式空气预热器堵灰，主要是冬天排烟温度和进风温度均较低，预热器波形板金属温度低，烟气中的水蒸汽在波形板上发生结露，从而造成积灰。如果煤中硫分较高，使烟气酸露点温度提高，将更加剧堵灰。堵灰后，使预热器阻力增加，不仅增加风机的电流，严重时造成轴流式风机互相抡风甚至发生喘振。

8、风机振动的原因有哪些？风机本身振动正常，而出口风道振动很大是什么原因造成？需采取什么措施？风机运行中突然发生大的振动有哪些原因？

答：引起风机振动的原因大致有：（1）叶片磨损、积灰或叶片损坏造成转子不平衡；（2）底脚螺栓松动；（3）轴弯曲或大轴裂纹；（4）对轮中心不

正；（5）轴承损坏；（6）轴承间隙过大；（7）风机发生喘振。

风机本身振动正常，出口风道振动很大，多数是风机的空气动力工况不好，当气流经过风机进口导向器后产生涡流，扩散到出口风道引起振动。根据有关电厂的经验，只要在风机进口导向器后加装一只结构合理的破涡器，就能很好消除风道的振动问题。

风机运行中突然发生大的振动，主要有：叶片积灰多运行工况变化使积灰突然脱落；叶片被异物撞击：大轴发生裂纹以及风机发生喘振等。

9、中速磨煤机选型应掌握的主要问题有哪些？

答：大致有：磨煤机出力，需将磨煤机的基本出力根据各项修正系数换算至保证出力，并与锅炉最大出力下的磨煤机出力比较要有一定裕量；磨煤机的干燥剂温度与干燥剂量；磨煤机的煤种适应性；磨煤机的加载方式的性能和可靠性；磨煤机的系统阻力大小；煤粉细度的调节性能和可靠性；磨煤机出口风粉混合物的分配均匀性；磨煤机石子煤数量多少；磨煤机减速机的安全可靠性；磨煤机入口热风道设计的合理性；磨煤机易磨损件的寿命；磨煤机检修方便程度等。