题库总结

1、汽轮机发生水冲击的危害有：

发生水冲击的原因有：

(1)锅炉蒸发量过大或不均匀，化学水处理不当引起汽水共腾。

(2)锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。

(3)启动过程中升压过快，或滑停过程中降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致蒸汽带水。

(4)运行人员误操作以及给水调节器的原因造成锅炉满水。

(5)汽轮机启动过程中，暖管时间不够，疏水不尽。

(6)再热蒸汽冷段采用喷水减温时由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组

启动时积水被蒸汽带入汽轮机内

(7)汽轮机回热系统加热器水位高，且水位保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。

(8)除氧器发生满水，使水经汽平衡管进入轴封系统。

(9)启动时轴封管道系统未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内，停机时切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封

供汽带水。

水冲击的危害：

(1)动静部分摩、碰。汽轮机进冷水或冷蒸汽使高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热变形，使相对膨胀

急剧变化，机组产生强烈的振动。动、静部分轴向和径向摩、碰，径向摩、碰时会产生大轴弯曲。

(2)叶片的损伤和断裂。进入汽轮机的通流部分水量较大时，造成叶片的损伤和断裂，特别是对较长的叶片。

(3)推力瓦烧毁。进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得和蒸汽同样的加速度，使

其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度的进汽角，汽流不能按正确的方向进入汽流通道，而对动叶进口边的背弧产生冲击。这除了使动叶产生制动力外，还产生一轴向推力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中汽轮机的轴向推力可增大到正常运行时的10倍。使推力轴承超载而导致钨金烧毁。

(4)阀门或汽缸结合面漏汽。若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形。导致阀门或汽缸结合面漏汽。

(5)引起金属裂纹。机组启、停时，如果经常进冷水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹，如果汽封

处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复冷却，就会出现裂纹并不断扩大。

2、为防止叶片损坏应采取如下措施：

叶片断裂的现象有现象：

(1)汽轮机内或凝结器内产生突然声响。

(2)机组突然振动增大或抖动。

(3)当叶片损坏较多时，若要维持负荷不变，则应增加蒸汽流量，即增大调门开度。

(4)断叶片落入凝结器时打坏冷却水管，凝结器水位升高，凝结水导电度增大，凝结水泵电流增大。

(5)断叶片进入抽汽管道可能造成阀门卡涩。

(6)在惰走、盘车状态下，可听到金属摩擦声。

(7)运行中级间压力升高。

防止叶片断裂的措施：

(1)电网应保持正常频率运行，避免频率偏高偏低引起某几级叶片进入共振区。

(2)运行中保持蒸汽参数和各监视段压力、真空等在在正常范围内，超过极限值应限负荷运行。

(3)加强汽、水的化学监督。

(4)运行中加强对振动的监视，防止汽机因进冷水冷汽或其他原因导致受热不均变形、动静间隙减小引起局部碰磨。

(5)机组大修中应对通流部分损伤情况进行全面细致地检查，做好叶片、围带、拉筋的损伤记录，做好叶片的调频工作3、防止轴承损坏的主要措施有：

(1)加强油温、油压的监视调整，定期校验油位计、油压表、油温表。

(2)油净化装置运行正常，定期化验油质，油质应符合标准。

(3)严密监视轴承乌金温度，发现异常应及时查找原因并消除。

(4)油系统设备自动及备用可靠，并进行严格的定期实验。

(5)运行中油泵、冷油器的投停切换应平稳谨慎，进行充分的放空气，严防断油烧瓦。

(6)注意监视机组的振动、串轴、胀差。防止汽轮机进水、大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏导致轴瓦磨损。

(7)汽轮发电机转子应可靠接地。

(8)启动前应认真按设计要求整定交、直流油泵的联锁定值，检查接线正确。

(9)油系统阀门不得垂直布置，大修完毕油系统应进行清理。

(10)运行中经常检查主油箱、高位油箱、油净化、密封油箱的油位，滤油机运行情况。发现主油箱油位下降快，补油无效

时，应立即启动直流润滑油泵停机。

(11)直流润滑油泵电源保险应有足够的容量并可靠。

4、汽轮机超速的处理原则：

(1)立即破坏真空紧急停机，确认转速下降，记录最高转速及惰走时间；

(2)如发现转速继续升高，应采取果断隔离及泄压措施。

(3)查明超速原因并消除故障，全面检查确认汽轮机正常方可重新启动，应经校验危急保安器及各超速保护装置动作正常

方可并网带负荷。

(4)重新启动过程中应对汽轮机振动、内部声音、轴承温度、轴向位移、推力瓦温度等进行重点检查与监视，发现异常应

停止启动。

5、热态启动防止转子弯曲的措施：

(1)热态启动前，负责启动的班组应了解上次停机的情况，有无异常，应注意哪些问题，并对每个操作人员讲明，做到人

人心中有数。

(2)热态启前，转子要连续盘车4小时以上，测量转子晃动不大于原始值0.02mm。

(3)一定要先送轴封汽后抽真空。

(4)各管道、联箱应更充分地暖管、暖箱。

(5)严格要求冲转参数和旁路的开度（旁路要等凝汽器有一定的真空才能开启），主蒸汽温度一定要比高压内上缸温度高

80～100℃，并有50℃以上的过热度。冲转和带负荷过程中也应加强主、再热蒸汽温度的监视，汽温不得反复升降。

(6)加强振动的监视。热态启动过程中，由于各部件温差的原因，容易发生振动，这时更应严格监视。振动超过规定值应

立即打闸停机。

(7)开机过程中，应加强各部分疏水。

(8)应尽量避开极热态启动。

(9)热态启动前应对调节系统赶空气，因为调节系统内存有空气，有可能造成冲转过程中调节汽门大幅度移动，引起锅炉

参数不稳定，造成蒸汽带水。

(10)极热态启动时不能做超速试验。

(11)热态启动时，应尽快带负荷至汽缸温度相对应的负荷水平。

6、为防止汽轮机动静摩擦，运行操作上应注意哪些问题？

(1)每次启动前必须认真检查大轴的晃动度，确认大轴挠度在允许的范围以内才可进行启动。

(2)上、下汽缸温差一定要在规定的范围以内。如果上下汽缸温差过大，将使汽缸产生很大的热挠曲。实践表明，上、下

汽缸温差过大，往往是造成大轴弯曲的初始原因。

(3)机组热态启动时，状态变化比较复杂，运行人员应特别注意进汽温度、轴封供汽等问题的控制与掌握，以往的大轴弯

曲事故大多发生在热态启动过程中。

(4)加强对机组振动的监视。在第一临界转速以下发生动静摩擦时，引起大轴弯曲的威胁最大，因此在中速以下汽轮机轴

承振动达到0.03mm时，必须打闸停机，切忌在振动增大时降速暖机。在遇到异常情况打闸停机时，要注意检查转子的惰走时间，如发现比正常情况有明显的变化，则应注意查明原因。

(5)在汽轮机停机后，注意切断与公用系统相连的各种水源，严防汽缸进水。为了加强停机后对设备的监视，应继续坚持

正常的巡回检查制度，发现异常情况，立即进行分析处理。

7、运行中汽轮机振动会造成下列危害：

(1)低压端部分轴封磨损，密封作用破坏，空气漏入低压缸内，影响真空；高压端部分轴封磨损，从高压缸向外漏汽量增

大，使转子局部受热而发生弯曲，蒸汽进入轴承油中使油质乳化。

(2)隔板汽封磨损严重，将使级间漏汽量增大，除影响经济性外，还会使轴向推力增大，致使推力瓦钨金熔化。

(3)滑销磨损严重时，影响机组的正常热膨胀，从而引起其它事故。

(4)轴瓦钨金破裂，坚固螺钉松脱、断裂。

(5)转动部分的耐疲劳强度降低，将引起叶片、轮盘等损坏。

(6)发电机、励磁机部件松动、损坏；调速系统不稳定。

8、防止低温脆性破裂事故应做下列措施：

(1)避免或减少热冲击损伤。冲转时控制主蒸汽温度至少应有50℃过热度。机组启动时应按照规程而执行暖机方式和暖机

时间，使转子内孔温度与内应力相适应，避免材料承受超临界应力，因此对转子应进行充分预热，控制金属升温率和气缸内外温差。

(2)正常运行时应严格控制主、再热蒸汽温度，不可超限或大幅度变化。

(3)应当在25%低负荷暖机3～4h后，才可做超速试验。

(4)中速暖机待高、中压内缸下壁温度达到250℃以上方可升至全速，确保转子中心孔温度高于低温脆变温度。

(5)正常运行时采取滑压运行方式调节变负荷，可以减少热应力变化的幅度。尤其采用滑参数停机，是有利于减少热应力

的危害性。

(6)加强寿命管理，降低寿命损耗率。

9、叙述机组跳闸后，某调速汽门未关下的现象、原因及处理方法：

(1)若高压主汽门、中压主汽门均能关严，则机组跳闸后，转速应渐下降，此时按跳机处理，同时联系检修人员到场协助

检查某未关调速汽门的原因，并作出处理，动静态试验正常后，按规程规定开机。

(2)若某高压调速汽门未关而对应侧主汽门关不严，出现主机转速不正常的升高超过危急保安器动作值，则立即破坏真空，

检查并开启高压缸排汽通风阀，开启电磁泄放阀泄压。检查主机转速有下降趋势，同时将主蒸汽管路上检修用水压试

验隔离门送电并关闭，确认主机转速下降，增开一台循泵，其余按破坏真空紧急停机处理方法处理。及时开启顶轴油

泵并待主机转速到零后投入盘车，对主机进行全面检查和试验无异常后，且将某高压调速汽门未关及主汽门关不严的

原因查明并消除后，才考虑开机。

(3)若某中压调速汽门未关而对应侧中压主汽门关不严，出现主机转速不正常的升高超过危急保安器动作值，则立即破坏

真空，关闭主机高压旁路并确认关严，检查并开启高压缸排汽通风阀，检查并确认冷再热蒸汽管路，热再热蒸汽管路

疏水阀，低压旁路阀全开，增开一台循泵，确认主机转速渐下降，接下来处理与处理（2）相同。

(4)在上述处理中，及时汇报并联系检修人员及时到场协助处理。

(5)若在处理过程中，出现人员受伤或设备着火时，应及时联系医务人员和消防人员到场。

11、在缸温较高的情况下，若盘车故障可按以下原则处理：

(1)当盘车故障不能运行时，手动进行盘车。同时保持油系统连续运行。在此期间应加强对轴承温度的监视。

(2)若因为热冲击及随之产生的变形引起汽轮机内部动静部件相碰等原因，使转子不能盘动时，应采取闷缸处理，并在间

隔１小时后可试盘一次。无论如何决不能尝试利用向机组送汽冲转或使用吊车来强行盘车。

(3)当盘车电动机过电流、汽缸上下温差超过规定或听到有明显的金属摩擦声应停止连续盘车，改为定期盘车。按要求定

期盘车180°，并密切监视TSI偏心表中的数据，认真记录偏心度数值、盘车时间和次数。

(4)只要顶轴油压正常，可以进行盘车，但应启动直流润滑油泵增加润滑油量。若顶轴油泵均故障不能运行时，应进行闷

缸处理，并联系检修尽快修复。修复后应将转子多次转动180°校直，转子偏心在规定值内时，再投入连续盘车。

(5)在盘车中断后再投入连续盘车时，应监视转子偏心，用倾听机组动静部分有无摩擦声。

(6)闷缸方法：关闭汽缸、抽汽管道的所有疏水门，隔绝所有进入汽轮机、凝汽器的汽源，待上下缸温差小于50℃时，

再用盘转180°自重法校直转子，当转子晃动值正常后，再投入连续盘车。

12、推力瓦温度异常的调整处理：

(1)当发现推力轴承金属温度任一点升高5℃或持续升高，应查明升高原因，并向主值、值长汇报。应查冷油器出口温度，

并调整正常。检查润滑油压、推力轴承轴承油流是否正常。

(2)推力轴承金属温度异常，应倾听机组内部有无异音，并检查负荷、汽温、汽压、真空、轴向位移、振动变化情况，若

有异常，应将其调整至正常。

(3)当推力轴承金属温度或推力轴承回油温度达到报警值时，应汇报值长，减负荷，并密切监视。

(4)当推力轴承金属温度或轴承回油温度达停机值时，应破坏真空紧急停机。

13、发电机漏氢检测点有哪些？励端轴承回油含氢量大，如何处理？

发电机封闭母线处漏氢测点，定冷水箱处,氢侧密封油箱处，空侧密封油箱处，发电机中性点变压器处。

发现励端轴承回油含氢量大时，应首先检查密封油压是否正常，空侧密封油泵运行是否正常。若密封油差压阀调节不正常导致氢压高于油压，应查明原因及时调整处理。若密封油压正常，励端轴承回油含氢量大则为密封瓦间隙过大或缺陷，造成漏氢量大，此时应加强对氢压的监视，及时补氢，保证氢气正常运行。当发电机大量漏氢时，应做好防止氢爆措施，泄漏区域严禁动火，若氢压不能维持，可适当降低氢压运行，并根据氢压维持负荷及无功，不得使负荷超出允许值。并利用停机机会处理密封瓦。14、机组运行中，发生循环水中断，应如何处理？

(1)即手动紧急停运汽轮发电机组，维持凝结水系统及真空泵运行。

(2)及时切除旁路系统，关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器的疏水，禁止开启锅炉至凝汽器的5%启动旁路。

(3)注意闭式水各用户的温度变化。

(4)加强对润滑油温、轴承金属温度、轴承回油温度的监视。若轴承金属温度或回油温度上升至接近限额，应破坏真空紧

急停机。

(5)关闭凝汽器循环水进、出水阀，待排汽温度降至规定值以下，再恢复凝汽器通循环水。

(6)检查低压缸安全膜应未吹损，否则应通知检修及时更换。

15、部分厂用电中断应做如下处理：

(1)若备用设备自动投入成功，复置各开关，调整运行参数至正常。

(2)若备用设备未自动投入，应手动启动备用设备（无备用设备，可将已跳闸设备强制合闸一次）。若手动启动仍无效，

减负荷或减负荷至零停机，同时应联系电气，尽快恢复厂用电，然后再进行启动。

(3)若厂用电不能尽快恢复，超过1min后，解除跳闸泵联锁，复置停用开关，注意机组情况，各监视参数达停机极限值

时，按相应规定进行处理。

(4)若需打闸停机，应启动直流润滑油泵及直流密封油泵。

16、润滑油箱油位下降处理：

(1)值班人员应首先校对油位计，确认油位下降，应查找原因

(2)检查事故放油门是否严密。对冷油器进行放水检查，若冷油器泄漏应隔离泄漏冷油器。

(3)检查油系统管道有无漏油，严防油漏至高温管道及设备上。

(4)当油箱油位下降至低一值报警时，应加油。

(5)油系统大量漏油，应立即设法堵漏，以减少漏油或改变漏油方向，严防油漏至高温管道及设备上，同时迅速对油箱加

油并消除缺陷。

(6)若大量漏油使油箱油位快速下降停机值或润滑油压力下降至0.06Mpa保护未动，立即破坏真空紧急停机。

(7)当如漏油至高温管道或部件引起火灾，应用干粉灭火器或泡沫灭火器，禁止用水灭火。应立即发出“119”火警警报

通知消防队，并汇报值长及有关领导。

17、高压加热器满水时的处理：

(1)核对就地水位计，判断高压加热器水位是否真实升高。

(2)若疏水调节阀“自动”失灵，应立即切至“手动”调节。

(3)当高压加热器水位上升至高值时，事故疏水阀自动开启。否则应手动开启，手动开启后水位明显下降，说明事故疏水

阀自动失灵，告检修处理。

(4)手动开启事故疏水阀后水位无明显下降。根据给水泵的给水流量与给水总量是否匹配，若匹配说明疏水管道系统有堵

塞，要求检修处理，若不匹配说明高压加热器水侧有可能泄漏，汇报值长，减负荷至额定负荷的80%-90%左右，将

高压加热器撤出并进行隔离。在撤出过程中严格控制好汽温，以及加强对凝结水系统监视及调整。告维修查漏处理。

(5)当高压加热器水位上升至极高时，高压加热器应保护动作，否则应立即手动紧急停用。检查逆止门及电动阀自动关闭，

否则手动关闭。告维修处理。汇报值长要求修改负荷曲线。

(6)当高压加热器满水严重而影响机组安全运行时，应立即解列停机。

18、汽轮机各监视段压力有何重要性？

(1)汽轮机各监视段压力即各段抽汽压力，因为除末级和次末级外，各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比。根据这个关系，

在运行中通过各监视调节级压力和各段抽汽压力，可有效地监督通流部分工作是否正常。每台机组都有额定负荷下对

应的各段抽汽压力，且在机组安装或大修后，应在正常工况下通过试验得出负荷、主蒸汽流量及各段监视压力的对应

关系，以作为平时运行监督的标准。

(2)在正常运行中及某一负荷下，如果监视段压力升高，则说明该段以后通流部分有可能结垢，或其它金属部件脱落堵塞；

当然，如果调节级和高压缸压力同时升高，则可能是中压调速汽门开度受阻或中压缸某级抽汽停运。

(3)监视段压力不但要看其绝对值增高是否超过规定值，还要监视各段之间的压差是否超过规定值。若某过级段的压差过

大，则可能导致叶片等设备损坏事故。

19、调节级压力异常的处理：

异常原因：

(1)有于仪表测量原因，造成指示失准

(2)汽轮机通流部分积盐垢，造成通流面积减小。

(3)由于金属零件碎裂或机械杂物堵塞通流部分或叶片损伤变形。

(4)在主机负荷不变的情况下，由于各种原因造成主汽流量偏离设计值，如多台加热器撤出，锅炉再热器大量泄漏，主机

低压旁路严重内漏，或是真空突变，主汽压力、汽温等大幅度变化，都将引起主汽流量异常，从而反映在调节级压力

的异常变化上。

(5)主机超负荷运行。

异常处理：

(1)机组大修后在一定工况下，对应的调节级压力应有原始记录，以便供日常运行中作出对照比较。当主机调节级压力异

常时，首先要具体分析找出原因，并加强相关参数的监视，如主汽压力、温度、真空等以及主机振动、胀差、轴位移，以及各段抽汽压力是否出现异常。

(2)对于由于热工测点故障而使调节级压力异常时，由于此时主汽流量也可能出现失常，要加强对协调控制系统、汽包水

位自动等的监视，必要时手动调整，并对主汽流量通过间接手段加强监视。尽快联系仪控人员处理。

(3)由于通流部分积盐造成的通流部分面积减小，是缓慢进行的，机组运行一段间隔后，应将调节级压力与原始值作出比

较，一旦发现积盐现象，尽快作出停机处理，同时在日常运行中，要加强对汽水品质管理，防止由于蒸汽品质超标

而造成叶片结垢。

(4)在调节级压力异常变化时，同时主机振动加剧，轴位移明显变化或出现凝结水硬度、导电率等指标上升，或出现加热

器满水，判断为主机叶片损坏，严格按规程减负荷或停机，防止事故扩大。

(5)在机组高负荷时，主汽参数尽可能在额定值运行，对应负荷下，主汽流量明显增大时，除主汽各参数外，还应检查

是否主汽门后的蒸汽系统有泄漏，从而导致流量加大。加热器撤出时要加强对调节级压力的监视（特别是多台加热器

同时撤出）。

(6)当调节级压力升高至规定值时，机组应申请降负荷处理。

20、汽轮机变压运行（滑压运行）能够取得经济效益的原因主要有以下几点：

(1)通常低负荷下定压运行，大型锅炉难以维持主蒸汽及再热蒸汽温度不降低，而变压运行时，锅炉较易保持额定的主蒸

汽和再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力下降，温度保持一定时，虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低，但由于

饱和蒸汽焓上升较多，总焓明显升高，这一点是变压运行取得经济效益的重要原因。

(2)变压运行汽压降低，汽温不变时，汽轮机各级容积流量、流速近似不变，能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降。

(3)变压运行，高压缸各级，包括高压缸排汽温度将有所升高，这就保证了再热蒸汽温度，有助于改善热循环效率。

(4)变压运行时，允许给水压力相应降低，在采用电动变速给水泵时可显著地减少给水泵的用电。此外，给水泵降速运行，

对减轻水流对设备的侵蚀，延长给水泵使用寿命有利。

21、分析汽轮机启动过程中产生最大热应力的部位和时间。

汽轮机汽缸和转子最大热应力所发生的时间应在非稳定工况下金属内外壁温差最大时刻。在一定的蒸汽温升率下，汽轮机启动进入准稳态，转子表面与中心孔、汽缸内外壁的温差接近该温升率下的最大值，故汽轮机启动进入准稳态时热应力也达到最大值。

在启停和工况变化时，汽轮机中最大应力发生的部位通常是高压缸的调节级处、再热机组中压缸的进汽区、高压转子在调节级前后的汽封处，中压转子的前汽封处等。这些部位工作温度高，启停和工况变化时温度变化大，引起的温差大，热应力亦大。

此外，在部件结构有突变的地方，如叶轮根部、轴肩处的过渡圆角及轴封槽处都有热应力集中现象，上述部位的热应力是光滑表面的2～4倍。

22、启动前采用盘车预热暖机有什么好处？

盘车预热暖机就是冷态启动前盘车状态下通入蒸汽，对转子、汽缸在冲转前就进行加热，使转子温度达到其材料脆性转变温度150℃以上。采用这种方法有下列好处：

(1)盘车状态下用阀门控制少量蒸汽加热，蒸汽凝结放热时可避免金属温升率太大，高压缸加热至150℃时再冲转，减少

了蒸汽与金属壁的温差，温升率容易控制，热应力较小。

(2)盘车状态加热到转子材料脆性转变温度以上，使材料脆性断裂现象也得到缓和。

(3)可以缩短或取消低速暖机，经过盘车预热后转子和汽缸温度都比较高（相当于热态启动时的缸温）。故根据具体情况

可以缩短或取消低速暖机。

(4)盘车暖机可以在锅炉点火前用辅助汽源进行，缩短了启动时间，降低了启动费用。

(5)事实证明：只要汽缸保温良好、疏水畅通，采用上述方法暖机不会产生显著的上下缸温差。

23、什么是调速系统的速度变动率？从有利于汽轮机运行的角度对其有何要求？

当汽轮机孤立运行时，空负荷对应的稳定转速n2与满负荷对应的稳定转速n1之间的差值，与额定转速n0比值的百分数，叫调速系统的速度变动率，用符号δ表示。速度变动率表明了汽轮机从空负荷到满负荷转速的变化程度。

速度变动率不宜过大和过小，一般的取值范围是3%～6%，调峰机组取偏小值，带基本负荷机组取偏大值。速度变动率过小时，电网频率的较小变化，即可引起机组负荷较大的变化，正常运行时会产生较大的负荷摆动，影响机组安全运行而且调速系统的动态稳定性差。速度变动率过大，调速系统工作时动态稳定性好，但当机组甩负荷时，动态超速增加，容易产生超速。

另一方面，为了保证汽轮机在启动时易于并网和在满负荷时防止过负荷，要求在静态特性曲线这两段有较大的速度变动率。同时又要求保证总的速度变动率不至过大，所以中间段数值较小。为了保证机组在全范围内平稳运行，速度变动率的变化要使调速系统的静态特性曲线平滑而连续地向功率增加的方向倾斜变化，不容许其曲线有上升段和水平段。

24、机组在滑参数停机减负荷过程中汽轮机应注意哪些事项？

(1)加强对主蒸汽参数的监视，尤其是过热度应大于50℃以上。

(2)注意高压及中压主汽阀前两侧温差应小于规定值。

(3)在滑参数停机过程中，再热蒸汽温度下降速度应尽量跟上主蒸汽温度下降速度，主、再热蒸汽温差应在规程要求范围

内。

(4)严密监视机组声音、振动、轴向位移、胀差、支持轴承和推力轴承金属温度的变化情况应正常。

(5)密切注意汽轮机及主、再热蒸汽管道应无水击现象，检查各疏水阀动作情况应正常，并及时打开各手动疏水阀。

(6)经常检查汽缸金属温度、上下缸温差及高中压转子应力情况在正常范围。

(7)滑参数停机过程中，不许进行影响高、中压主汽阀和调节汽阀开度的试验，禁止做汽轮机超速试验。

(8)通知化学，加强对凝结水水质的监督，当水质不合格时禁止送入除氧器。

25、机组调峰运行时，对高压加器主要有哪些影响？

(1)高压加热器在启停和负荷变化时，由于给水温度在加热器中的升高在进、出口侧形成的温差在管板上会产生热应力。

(2)由于高压加热器蒸汽和凝结水之间放热系数的不同，可在管板汽侧引起附加热应力。

(3)在高压加热器投运的过程中，由于加热器入口温度突然升高，将会在管板上产生热冲击。

(4)如果一台高压加热器单独解列一段时间，温度下降后再投入，给水与水室的温差可能高达200℃，将会引起很大的瞬

态热应力。

(5)当高压加热器满负荷运行时，如遇给水泵掉闸，备用给水泵自动投运，给水泵和管道中的低温水进入加热器水室将会

造成严重的热冲击。

26、机组启动前向轴封送汽要注意哪些问题？

(1)轴封供汽前应先对送汽管进行暖管排尽疏水。

(2)必须在连续盘车下向轴封送汽。热态启动应先送轴封供汽，后抽真空。

(3)向轴封送汽的时间必须恰当，冲转前过早的向轴封送汽，会使上下缸温差增大或胀差增大。

(4)要注意轴封送汽的温度与金属温度的匹配。热态启动用适当的备用汽源，有利于胀差的控制，如果系统有条件将轴封

供汽的温度调节，使之高于轴封体温度则更好，而冷态启动则选用低温汽源。

(5)在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从

而导致摩擦、振动。

27、什么是功频电液调节中的反调现象？克服反调现象可采取哪些措施？

在动态过程中，当发电机的功率因电力系统的变化而突然改变，如发电机的输出功率突然变大，而转子的转速因转子惯性的影响瞬间变化很小，转速信号也变化较小时，功频电液调节系统不但不会开大调门来增大负荷，相反却会因发电机功率大于给定值关小阀门，这就是所谓“反调现象”。

“反调现象”的产生从根本上讲是因为功率信号变化快于转速信号的变化，为了消除“反调”，可采取下列措施：

(1)除转速信号外，增加采用转速的微分信号。

(2)在功率测量中加惯性延迟。

(3)在功率信号中加负的功率微分信号。

(4)在调节系统中增加一些电网故障的逻辑判断，以区别是甩负荷从电网解列，还是电网瞬时故障暂时失去负荷，在确定

电负荷突然变化的原因后，决定调节系统动作方式。

28、单阀/顺序阀切换

目的是为了提高机组的经济性和快速性，实质是通过喷嘴的节流配汽（单阀控制）和喷嘴配汽（顺序阀控制）的无扰切换，解决变负荷过程中均匀加热与部分负荷经济性的矛盾。

单阀方式下，蒸汽通过高压调节阀和喷嘴室，调节级动叶全周进汽，受热均匀，有效地改善了叶片的应力分配，使机组可以较快改变负荷；但由于所有调节阀均部分开启，节流损失较大。

顺序阀中由于仅有一个调节汽阀处于节流状态节流损失大大减小，机组运行的热经济性得以明显改善，但同时对叶片产生冲击，容易形成部分应力区，机组负荷改变速度受到限制。因此，冷态启动或低参数下变负荷运行期间，采用单阀方式能够加快机组的热膨胀，减小热应力，延长机组寿命；额定参数下变负荷运行时，机组的热经济性是电厂运行水平的考核目标，采用顺序阀方式能有效地减小节流损失，提高汽机热效率。

对于定压运行带基本负荷的工况，调节阀接近全开状态，这时节流调节和喷嘴调节的差别很小，单阀/顺序阀切换的意义不大。对于滑压运行调峰的变负荷工况，部分负荷对应于部分压力，调节阀也近似于全开状态，这时阀门切换的意义也不大。对于定压运行变负荷工况，在变负荷过程中希望用节流调节改善均热过程，而当均热完成后，又希望用喷嘴调节来改善机组效率，因此这种工况下要求运行方式采用单阀/顺序阀切换来实现两种调节方式的无扰切换。

当DEH画面上的“单阀”灯亮时，则说明控制器正处于节流调节方式。此时运行人员可按下“顺序阀”键，进行两种运行方式的切换，“单阀”灯灭，“顺序阀”灯亮后完成切换。同样运行人员也可以从“顺序阀”向“单阀”切换。在阀切换正在进程的过程中，想再进程相反的切换，计算机将不予响应，只有等切换结束后再进行。

29、什么是波得图（Bode）？有什么作用？

所谓波得（Bode）图，是绘制在直角座标上的两个独立曲线，即将振幅与转速的关系曲线和振动相位与转速的关系曲线，绘在直角座标图上，它表示转速与振幅和振动相位之间的关系。

波得图有下列作用：

（1）确定转子临界转速及其范围；

（2）了解升（降）速过程中，除转子临界转速外是否还有其它部件（例如：基础、静子等）发生共振；

（3）作为评定柔性转子平衡位置和质量的依据。可以正确地求得机械滞后角α，为加准试重量提供正确的依据。前后对比，可以判断机组启动中，转轴是否存在动、静摩擦和冲动转子前，转子是否存在热弯曲等故障；

（4）将机组启、停所得波得图进行对比，可以确定运行中转子是否发生热弯曲。

30、什么是高压加热器的上、下端差？上端差过大、下端差过小有什么危害？

1.上端差是指高压加热器抽汽饱和温度与给水出水温度之差；下端差是指高加疏水与高加进水的温度之差；

2.上端差过大，为疏水调节装置异常，导致高加水位高，或高加泄漏，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时会造

成汽机进水；

3.下端差过小，可能为抽汽量小，说明抽汽电动门及抽汽逆止门未全开；或疏水水位低，部分抽汽未凝结即进入下一级，排挤

下一级抽汽，影响机组运行经济性，另一方面部分抽汽直接进入下一级，导致疏水管道振动。

31、什么情况下容易造成汽轮机热冲击？

(1)启动时蒸汽温度与金属温度不匹配。如果启动时蒸汽与汽缸的温度不相匹配，或者未能控制一定的温升速度，则会产生较

大的热冲击；

(2)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；

(3)负荷大幅度变化造成的热冲击。汽轮机突然甩去大部分负荷时，蒸汽温度下降较大，汽缸、转子受冷而产生较大热冲击。

而在短时大幅度加负荷时，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；

(4)汽缸、轴封进水造成的热冲击。冷水进入汽缸、轴封体内，强烈的热交换造成很大的热冲击，往往引起金属部件变形。32、电网频率波动时应注意哪些问题？

(1)当电网频率变化时，严密监视机组的运行状况及运转声音是否正常；加强监视机组的振动、轴向位移、推力瓦温度的

变化。

(2)当频率下降时，要特别注意调速油压的降低情况，必要时启动高压油泵。

(3)当频率下降时，加强监视发电机定子（转子）的冷却水压力、温度以及发电机进、出口风温的变化，及时调整保持正

常值。

(4)频率上升时，注意汽轮机的转速变化。

33、汽机轴承振动大如何处理？

升速过程中注意检查控制高、中压缸热应力的变化，检查润滑油压、油温、轴瓦的温度变化，在中速暖机前轴承振动不超过0.03mm、通过临界转速时轴承振动不超过0.10mm或相对轴承振动不超过0.260mm，否则应立即打闸停机进入盘车状态，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴承振动不超过0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴承振动大于0.260mm 应立即打闸停机。当轴承振动变化±0.015mm或相对轴承振动变化±0.05mm应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm

应立即打闸停机。

34、断路器误跳闸原因：

(1)断路器机构误动作。判断依据：保护不动作，电网无故障造成的电流、电压波动。

(2)继电保护误动作。一般有定值不正确、保护错接线、电流互感器及电压互感器回路故障等原因造成。

(3)二次回路问题。两点接地，直流系统绝缘监视装置报警；直流接地，电网无故障造成的电流、电压波动; 另外还有二次回路

接线错误等。

(4)直流电源问题。在电网中有故障或操作时，硅整流直流电源有时会出现电压波动、干扰脉冲等现象，使保护误动作。

35、轴流风机喘振有何危害?如何防止风机喘振?

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。

为防止风机喘振，可采用如下措施：

（1）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。

（2）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。

（3）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。

（4）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。

（5）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。

36、空气预热器着火如何处理?

立即投入空气预热器吹灰系统，关闭热风再循环门(或停止暖风机运行)，经上述处理无效，排烟温度继续不正常升高时，应采取如下措施：

（1）对于锅炉运行中不能隔离的空气预热器或两台空气预热器同时着火可按如下方法处理：

1)应紧急停炉，停止一次风机和引、送风机，关闭所有风门、挡板，将故障侧辅助电动机投入，开启所有的疏水门，

投入水冲洗装置进行灭火，如冲洗水泵无法启动，立即启动消防水泵，用消防水至冲洗水系统进行灭火。

2)确认空气预热器内着火熄灭后，停止吹灰和灭火装置运行，关闭冲洗门，待余水放尽后关闭所有疏水门。

3)对转子及密封装置的损坏情况进行一次全面检查，如有损坏不得再启动空气预热器，由检修处理正常后方可重新

启动。

（2）对于锅炉运行中可以隔离的空气预热器可按如下方法处理：

1)立即停运着火侧送、引风机、一次风机运行，投油，减煤量，维持两台制粉系统运行，按单组引送风机及预热器

带负荷。

2)确认着火侧空气预热器进口、出口烟气与空气侧各挡板关闭。

3)打开下部放水门，同时打开上部蒸汽消防阀进行灭火。

4)确认预热器金属温度降至正常。可打开人孔门进行检查，消除残余火源。

处理时，维持预热器运行，防止变形；维持参数稳定。

37、空气预热器的腐蚀与积灰是如何形成的?有何危害?

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。

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。

38、煤粉为什么有爆炸的可能性?它的爆炸性与哪些因素有关?

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。挥发分高，产生爆炸的可能性大，挥发分＜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，煤粉粒径大于100μm时，几乎不会发生爆炸。

3)气粉混合物浓度。危险浓度为 1.2～2.0kg/m3，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，在燃用挥发分高的褐煤时，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，所以气粉混合物流速过高、过低对

防爆都不利，一般气粉混合物流速控制为16～30m/s。

7)气粉混合物温度。温度高，爆炸危险性大，运行中应根据挥发分高低，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、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。

39、汽机高加解列对锅炉有何影响？

（1）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，造成主整汽流量减少，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％。

（2）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。

（3）由于省煤器后烟气温度降低，应注意SCR入口烟温的变化，当低于300度时，确认SCR退出停运。

（4）由于给水温度降低，水冷壁吸热加强，炉膛温度降低可能导致q3和q4升高，飞灰含碳增加。

40、论述机组采用变压运行主要有何优点?

（1）机组负荷变动时，主蒸汽温度、调节级温度、高压缸排汽温度、再热蒸汽温度基本维持不变，可以减少高温部件的温度变化，从而减小汽缸和转子的热应力、热变形，减少了末级叶片的冲蚀，同时压力降低机械应力减小，提高部件

的使用寿命。

（2）合理选择在一定负荷下变压运行，能保持机组较高的效率。由于变压运行时调速汽门全开，在低负荷时节流损失很小；

因降压不降温，进入汽轮机的容积流量基本不变，汽流在叶片通道内偏离设计工况小，所以与同一条件的定压运行

相比，机组内效率较高。

（3）机组低负荷运行时调门晃动减小，变压运行调门基本全开前后压差减小晃动减小。

（4）给水泵功耗减小，当机组负荷减少时，给水流量和压力也随之减少，因此，给水泵的消耗功率也随之减少。

41、为什么采用蒸汽中间再热(给水回热和供热)循环能提高电厂的经济性?

（1）蒸汽中间再热：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、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。

（2）给水回热：这是由于一方面利用了在汽轮机中部分作过功的蒸汽来加热给水，使给水温度提高，减少了由于较大温差传热带来的热损失；另一方面因为抽出了在汽轮机作过功的蒸汽来加热给水，使得进入凝汽器的排汽量减少，从而

减少了工质排向凝汽器中的热量损失，所以，节约了燃料，提高了电厂的热经济性。

（3）供热循环：一般发电厂只生产电能，除了从汽轮机中抽出少量蒸汽加热给水外，绝大部分进入凝汽器，仍将造成大量的热损失。如果把汽轮机排汽不引入或少引入凝汽器，而供给其他工业、农业、生活等热用户加以利用，这样就会

大大减少排汽在凝汽器中的热损失，提高了电厂的热效率。亦即采用供热循环能提高电厂的热经济性。

42、漏风对锅炉运行的经济性和安全性有何影响?

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。

43、造成受热面热偏差的基本原因是什么?

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：

1)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。

2)火焰在炉内充满程度差，或火焰中心偏斜。

3)受热面局部结渣或积灰，会使管子之间的吸热严重不均。

4)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。

5)屏式过热器或再热器的外圈管，吸热量较其他管子的吸热量大。

（2）流量不均方面：

1)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。

2)联箱与引进引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。

44、汽压变化对汽温有何影响?为什么?

（1）当汽压升高时，过热蒸汽温度升高；汽压降低时，过热汽温降低。这是因为当汽压升高时，饱和温度随之升高，则从水变为蒸汽需消耗更多的热量；在燃料量未改变的情况下，由于压力升高，锅炉的蒸发量瞬间降低，导致通过过热器

的蒸汽量减少，相对蒸汽吸热量增大，导致过热汽温升高，反之亦然。

（2）上述现象只是瞬间变化的动态过程，定压运行当汽压稳定后汽温随汽压的变化与上述现象相反。主要原因为：

1)汽压升高时过热热增大，加热到同样主汽温度的每公斤蒸汽吸热量增大，在烟气侧放热量一定时主汽温度下降。

2)汽压升高时，蒸汽的定压比热Cp增大，同样蒸汽吸收相同热量时，温升减小。

3)汽压升高时，蒸汽的比容减小，容积流量减小，传热减弱。

4)汽压升高时，蒸汽的饱和温度增大，与烟气的传热温差减小，传热量减小。

45、结焦对锅炉汽水系统的影响是什么？

（1）结焦会引起蒸汽温度偏高：在炉膛大面积结焦时会使炉膛吸热大大减少，炉膛出口烟温过高，使过热器传热强化，造成过热蒸汽温度偏高，导致过热器管超温。

（2）破坏水循环：炉膛局部结焦以后，使结焦部分水冷壁吸热量减少，循环流速下降，严重时会使循环停滞而造成水冷壁管爆破事故。

（3）降低锅炉出力：水冷壁结渣后，会使蒸发量下降,成为限制出力的因素。

46、汽包水位计常用的有哪几种？反措中水位保护是如何规定的？

（1）电接点水位计、差压水位计、云母水位计、磁翻板式水位计等。

（2）水位保护的规定：

1)水位保护不得随意退出，应建立完善的汽包水位保护投停及审批制度。

2)汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动试验，应采用上水进行高水位保护试验，用排污门放水进行

低水位保护试验，严禁用信号短接法进行模拟传动代替。

3)三路水位信号应相互完全独立，汽包水位保护应采用三取二逻辑；当有一路退出运行时，应自动转为二取一方式，

并办理审批手续，限8h恢复；当有二路退出运行时，应自动转为一取一方式，应制定相应的安全措施，经总工程

师批准，限8h内恢复，否则立即停炉。

4)在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响）。

5)水位保护不完整严禁锅炉启动。

47、什么是“虚假水位”?在什么情况下容易出现虚假水位？

（1）汽包水位的变化不是由于给水量与蒸发量之间的物料平衡关系破坏所引起，而是由于工质压力突然变化，或燃烧工况突然变化，使水容积中汽泡含量增多或减少，引起工质体积膨胀或收缩，造成的汽包水位升高或下降的现象，称为虚假水位。“虚假水位”就是暂时的不真实水位，如：当汽包压力突降时，由于炉水饱和温度下降到相应压力下的饱和温度而放出大量热量并自行蒸发，于是炉水内气泡增加，体积膨胀，使水位上升，形成虚假水位；汽包压力突升，则相应的饱和温度提高，一部分热量被用于炉水加热，使蒸发量减少，炉水中气泡量减少，体积收缩，促使水位降低，同样形成虚假水位。

（2）下列情况下容易出现虚假水位：

1)在负荷突然变化时：负荷变化速度越快，虚假水位越明显；

2)如遇汽轮机甩负荷；

3)运行中燃烧突然增强或减弱，引起汽泡产量突然增多或减少，使水位瞬时升高或下降；

4)安全阀起座或旁路动作时，由于压力突然下降，水位瞬时明显升高；

5)锅炉灭火时，由于燃烧突然停止，锅水中汽泡产量迅速减少，水位也将瞬时下降。

48、影响蒸汽带水的主要因素有哪些？

影响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。

（1）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。

（2）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。

（3）蒸汽空间高度小，汽水分离困难。

（4）锅水含盐量增大时都使蒸汽带水量增大。

49、锅炉结焦的原因及危害有哪些？

锅炉结焦的原因：

1)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。

2)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。

3)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。

4)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。

5)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。

结焦对锅炉运行的经济性与安全性均带来不利影响，主要表现在如下一些方面：

锅炉热效率下降：

1)受热面结焦后，使传热恶化，排烟温度升高，锅炉热效率下降；

2)燃烧器出口结焦，造成气流偏斜，燃烧恶化，有可能使机械未安全燃烧热损失、化学未完全燃烧热损失增大；

3)使锅炉通风阻力增大，厂用电量上升。

影响锅炉出力：

1)水冷壁结焦后，会使蒸发量下降；

2)炉膛出口烟温升高，蒸汽出口温度升高，管壁温度升高，以及通风阻力的增大，有可能成为限制出力的因素。

影响锅炉运行的安全性：

1)结焦后过热器处烟温及汽温均升高，严重时会引起管壁超温；

2)结焦往往是不均匀的，结果使过热器热偏差增大，对自然循环锅炉的水循环安全性以及强制循环锅炉的水冷壁热偏差

带来不利影响；

3)炉膛上部结焦块掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，造成炉膛灭火或堵塞排渣口，使锅炉被迫停止运行；

4)除渣操作时间长时，炉膛漏入冷风太多，使燃烧不稳定甚至灭火。

50、汽包的作用是什么？

（1）汽包将水冷壁、下降管、过热器及省煤气等各种直径不等、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。

（2）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。

（3）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。

（4）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。

（5）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。

51、锅炉受热面有几种腐蚀，如何防止受热面的高、低温腐蚀?

锅炉受热面的腐蚀有承压部件内部的锅内腐蚀、机械腐蚀和高温及低温腐蚀四种。

（1）高温腐蚀的防止：

1)提高金属的抗腐蚀能力。

2)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。

3)降低燃料中的含硫量。

4)确定合适的煤粉细度。

5)控制管壁温度。

（2）防止低温腐蚀的方法有：

1)燃料脱硫

2)提高预热器入口空气温度；

3)采用燃烧时的高温低氧方式；

4)采用耐腐蚀的玻璃、陶瓷等材料制成的空气预热器；

5)把空气预热器的“冷端”的第一个流程与其他流程分开。

52、烟道二次燃烧的处理：

发现烟气温度不正常地升高时，应立即查明原因改变不正常的燃烧方式，并对预热器和烟道用蒸汽进行吹灰，及时消除可燃物在烟道内的再燃烧。如已影响到参数变化时，应即调整，设法尽快恢复正常。

当达到烟道内可燃物再燃烧的紧急停炉条件时，应即手动MFT紧急停炉。发生烟道内可燃物再燃烧时紧急停炉的处理方法和要求除以下不同点外，其余与常规紧急停炉相同：

1)立即停用所有吸风机、送风机，严密关闭风、烟系统的所有风门、挡板和炉膛、烟道各门、孔，保持炉底及烟道各灰

斗水封正常，使燃烧室及烟道处于密闭状态，严禁通风，开启蒸汽灭火装置或利用蒸汽吹灰器向燃烧室、烟道及预热器内喷人蒸汽进行灭火。待各点烟温明显下降，均接近喷入的蒸汽温度并稳定一小时后，方可停止蒸汽灭火或蒸汽吹灰设备。小心开启检查门进行全面检查，确认烟道内燃烧已熄灰无火源后，方可开启风、烟系统的风门、挡板，启动吸风机和送风机保持额定风量30％的风量对燃烧室和烟道进行吹扫，吹扫时间不少于10min。

2)停炉后回转式预热器应继续运行，必要时应采用电动或手动盘车装置使转子继续保持转动，以防止预热器停转后发生

变形损坏。

3)若引风机处烟温过高或发现轴封处冒烟、喷火星时，在吸风机停用后应设法使吸风机定期转动，防止吸风机叶轮或主

轴变形。

4)由于再燃烧现象发生，使省煤器处烟温不正常地升高时，为防止省煤器管系的损坏，应在停炉后对省煤器进行小流量

通水冷却，以确保省煤器管系的安全。

5)锅炉在发生过尾部烟道内可燃物再燃烧事故后，只有待再燃烧现象确已不再存在，并按规定要求通风吹扫完毕，经进

入烟道复查设备确无损坏时，锅炉方可重新启动。

53、烟道二次燃烧的原因：

烟道内的再燃烧现象是沉积在尾部烟道或受热面上的可燃物和未燃尽物达到着火条件后的复燃现象。烟道内可燃物的沉积，主要由以下原因形成：

1)燃料品质或运行工况变化时，燃烧调整不及时或调整不当。风量过小、煤粉过粗或自流、油枪雾化不良，使未燃尽的碳黑或

油滴等可燃物随烟气进入烟道并与受热面接触或撞击后沉积在尾部烟道内或受热面上。

2)锅炉低负荷运行，点火初期或停炉过程中，由于炉膛温度过低，燃料着火困难，燃烧过程长，使部分燃料在炉膛内无法完全

燃尽被烟气带至烟道内。由于当时烟气流速很低，极易发生烟气中可燃物的沉积。

3)发生紧急停炉时未能及时切断燃料，停炉后或点火前炉膛吹扫时间过短或吹扫风量过小，造成可燃物质沉积在尾部烟道内或

受热面上。

4)运行中烟道和预热器吹灰器长期故障或停止使用，使尾部受热面上的积灰和可燃性沉积物不能得到及时清除而越积越多，这

又造成了受热面外表粗糙程度的增加，使之更易粘附烟气中的固态物质。如此恶性循环，使尾部烟道受热面上的可燃物质逐渐积聚起来。

54、防止锅炉炉膛爆炸事故发生的措施有哪些？

（1）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。

（2）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。

（3）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。

（4）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、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。

（5）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。

（6）防止严重结焦，加强锅炉吹灰。

55、影响锅炉受热面积灰的因素有哪些？

（1）受热面温度的影响。当受热面温度太低时，烟气中的水蒸气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。

（2）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。

（3）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。

（4）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。

56、25项反措中，防止汽包炉超压超温的规定有哪些？

（1）严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足(指能正确指示水位的水位表数量)、安全阀解列的状况下运行。

（2）参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；

非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。

（3）对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导管等应有完好的管壁温度测点，以监视各管间的温度偏差，防止超温爆管。

（4）锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。

（5）大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。

（6）锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。

57、试述运行中锅炉受热面超温的主要原因及运行中防止受热面超温的主要措施？

（1）主要原因：

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。

（2）运行中防止超温的措施：

1)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。

2)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。

3)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。

4)注意过热器、再热器管壁温度监视，在运行上尽量避免超温。

5)保证锅炉给水品质正常及运行中汽水品质合格。

58、通过监视炉膛负压及烟道负压能发现哪些问题?

炉膛负压是运行中要控制和监视的重要参数之一。监视炉膛负压对分析燃烧工况、烟道运行工况，分析某些事故的原因均有重要意义，如：当炉内燃烧不稳定时，烟气压力产生脉动，炉膛负压表指针会产生大幅度摆动；当炉膛发生灭火时，炉膛负压表指针会迅速向负方向甩到底，比水位计、蒸汽压力表、流量表对发生灭火时的反应还要灵敏。

烟气流经各对流受热面时，要克服流动阻力，故沿烟气流程烟道各点的负压是逐渐增大的。在不同负荷时，由于烟气变化，烟道各点负压也相应变化。如负荷升高，烟道各点负压相应增大，反之，相应减小。在正常运行时，烟道各点负压与负荷保持一定的变化规律；当某段受热面发生结渣、积灰或局部堵灰时，由于烟气流通断面减小，烟气流速升高，阻力增大，于是其出入口的压差增大。故通过监视烟道各点负压及烟气温度的变化，可及时发现各段受热面积灰、堵灰、漏泄等缺陷，或发生二次燃烧事故。

59、机组启动升温升压过程中需注意哪些问题？

（1）锅炉点火后应加强空气预热器吹灰。

（2）严格按照机组启动曲线控制升温、升压速度，监视汽包上下、内外壁温差不大于40℃。

（3）若再热器处于干烧时，必须严格控制炉膛出口烟温不超过管壁允许的温度，密切监视过热器、再热器管壁不得超温。

（4）严密监视汽包水位，停止上水时应开启省煤器再循环阀。

（5）严格控制汽水品质合格。

（6）按时关闭蒸汽系统的空气门及疏水阀。

（7）经常监视炉火及油枪投入情况，加强对油枪的维护、调整、保持雾化燃烧良好。

（8）汽轮机冲转后，保持蒸汽温度有50℃以上的过热度，过热蒸汽、再热蒸汽两侧温差不大于20℃，慎重投用减温水，防止汽温大幅度波动。

（9）定期检查和记录各部的膨胀指示，防止受阻。

（10）发现设备有异常情况，直接影响正常投运时，应汇报值长，停止升压，待缺陷消除后继续升压。

60、发电机电流互感器二次回路断线故障现象及处理

现象：

(1)测量用电流互感器二次回路断线时，发电机有关电流表指示（显示）到零，有功表、无功表指示（显示）下降，电度表转慢。

(2)保护用电流互感器二次回路断线时，有关保护可能误动作，

(3)励磁系统电流互感器二次回路断线时，自动励磁调节器输出可能不正常。

(4) 电流互感器二次开路，其本身会有较大的响声，开路点会产生高电压，会出现过热、冒烟等等现象，开路点会有烧伤及放电现象，TA断线信号发出。

处理：

(1)根据表计指示（显示）判断是哪组电流互感器故障。视情况降低机组负荷运行。

(2)测量用电流互感器二次回路断线, 部份表计指示异常,此时应加强对其它表计的监视,不得盲目对发电机进行调节,并立即联

系检修处理;

(3)如保护用电流互感器二次回路断线，应将有关保护停用；

(4)如励磁调节电流互感器二次回路断线，自动励磁调节器输出不正常，应切换手动方式运行。

(5)对故障电流互感器二次回路进行全面检查，如互感器本身故障，应申请停机处理；如系有关端子接触不良，应采用短接法，

戴好绝缘用具进行排除；故障无法消除时，申请停机处理。

61、励磁系统故障对发电机与电力系统的危害是什么？

运行中的大容量发电机组，如果发生低励、失磁故障，将对发电机和电力系统的稳定运行造成非常严重的影响。

(1)对电力系统的影响

1)低励或失磁时，发电机从电力系统吸收无功，引起系统电压下降。如果电力系统无功储备不足，将使临近故障发电机

组的系统某点电压低于允许值，使电源与负荷间失去稳定，甚至造成电力系统因电压崩溃而瓦解。

2)一台发电机失磁电压下降，电力系统中的其他发电机组在自动调整励磁装置作用下将增大无功输出，从而可能使某些

发电机组和线路过负荷，其后备保护可能发生误动作，使故障范围扩大。

3)一台发电机失磁后，由于有功功率的摆动，以及电力系统电压的下降，可能导致相邻正常发电机与电力系统之间或系

统各回路之间发生振荡，造成严重后果。

4)发电机额定容量越大，低励、失磁引起的无功缺额也越大。如果电力系统相对容量较小，则补偿这一无功缺额的能力

较差，由此而来的后果会更严重。

(2)对发电机本身的影响

1)失磁后，发动机定转子之间出现转差，在发电机转子回路中产生损耗超过一定值时，将使转子过热。特别是大型发电

机组，其热容量裕度较低，转子易过热。而流过转子表面的差额电流，还将使转子本体与槽楔、护环的接触面上发生

严重的局部过热。

2)低励或失磁发电机进入异步运行后，由机端观测到的发电机等效电抗降低，从电力系统吸收无功功率增加。失磁前所

带的有功越大，转差就越大，等效电抗就越小，从电力系统吸收无功就越大。因此，在重负荷下失磁发电机进入异步

运行后，如不立即采取措施，发动机将因过电流使定子绕组过热。

3)在重负荷下失磁后，转差也可能发生周期性的变化，使发电机出现周期性的严重超速，直接威胁着发电机组的安全。

4)低励、失磁时，发动机定子端部漏磁增加，将使发电机端部部件和边段铁芯过热，这一情况通常是限制发电机失磁异

步运行能力的主要条件。

62、中性点不接地系统，单相接地有何危害？※

电网的每一相与大地间都具有一定的电容，均匀分布在导线全线长上。线路经过换位等措施后对地电容基本上可以看作是平衡

对称的，则中性点的对地电压为零。如果任一相绝缘破坏而一相接地时，该相对地电压为零，其他二相对地电压将上升为线电压，有时因单相接地效应甚至会超过线电压值，而对地电容电流亦将增大，这个接地电容电流由故障点流回系统，在相位上较中性点对地电压（即零序电压）超前90°，对通讯产生干扰。

母线接地时，增加断路器断口间电压，造成灭弧困难，由于接地电流和中性点对地电压在相位上相差90°，所以当接地电流过零时，加在弧隙两端的电流电压为最大值，因此故障点的电弧重燃相互交替的不稳定状态，这种间歇性电弧现象引起了电网运行状态的瞬息变化，导致电磁能的强烈振荡，并在电网中产生危险的过电压，其值一般为三倍最高运行相电压，个别可达五倍，这就是弧光接地过电压。将对电网带来严重威胁。对中性点接地的电磁设备，造成过电压，产生过励磁，至使设备发热和波形畸变。

63、反措中关于防止励磁系统故障引起发电机损坏的要求是什么？

(1)对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机应进行专门的进相运行试验，按电网稳定运行的要求、发电机定子边段铁

芯和结构件发热情况及厂用电压的要求来确定进相运行深度。进相运行的发电机励磁调节器应放自动档，低励限制器必须投入，并根据进相试验的结果进行整定，自动励磁调节器应定期校核。

(2)自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。

(3)励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流励磁机的磁场

电流的闭环调节）下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

(4)在电源电压偏差为＋10％～－15％、频率偏差为＋4％～－6％时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。

(5)在机组启动、停机和其它试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。

64、发电机解列后， 6kV工作电源开关为什么要及时退出备用？

(1)防止万一有人误合该开关后，发电机将经高厂变，通过6KV工作电源开关、再通过启动变与系统连接，发电机很显然不符合

启动并列运行条件，故将造成发电机非同期合闸，对发电机造成很大的电流冲击,同时会影响系统。

(2)防止万一有人误合该开关后，则6KV厂用电经高厂变升压到发电机的额定电压，发电机将变成异步电动机全电压启动，巨大

的启动电流无异于短路，高厂变、启动变将承受短路电流的冲击，甚至造成其损坏。

(3)防止万一有人误合该开关后，将造成主变低压侧反送电，全电压的冲击，对主变来说也是极为不利的。

(4)防止万一有人误合该开关后，巨大的电流将有可能使6KV开关开遮断不了而发生爆炸(故障情况下后果更为严重)，损坏设备

的同时将危及人身安全。

65、变压器上层油温超过规定时怎么办?

变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应判明原因，采取措施使其降低，因此必须进行下列工作：

(1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下应有的油温核对；

(2)核对温度表；

(3)检查变压器机械冷却装置或变压器室的通风情况。

若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，应即将变压器停运修理；若不需停下可修理时(如油浸风冷变压器的部分风扇故障；强油循环变压器的部分冷却器故障等)，则值班人员应根据现场规程的规定，调整变压器的负荷至相应的容量。

若发现油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置正常、变压器室通风良好、温度计正常，则认为变压器内部已发生故障(如铁芯严重短路、绕组匝间短路等)，而变压器的保护装置因故不起作用。在这种情况下立即将变压器停运检查。

(4)必要时降负荷控制油温。

66、试述小接地电流系统单相接地与TV一次保险单相熔断有什么共同点和不同点？

共同点：

(1)由于系统接地或一次保险熔断，使得故障相的一次绕组电压降低或为零，因此故障相二次电压表感受的电压降低；

(2)由于一次绕组三相电压不平衡，在辅助绕组中感应出不平衡电压，使得接地信号动作，发出接地告警。

不同点：

(1)非故障相及开口三角电压值不同。接地时故障相电压降低或为零；非故障相电压升高，最高可达线电压；开口三角电压最高

可达100V；TV一次断线时故障相电压可以从二次侧串回一部分，电压值大小由二次负载的分压决定；非故障相电压不升高；

开口三角电压为33V。

(2)接地时系统不失去平衡，三个线电压表数值不变；保险熔断时，与熔断相有关的线电压表指示降低，与熔断相无关的线电压

表不变。

(3)一次保险熔断时，相应系统“接地”和“TV断线”信号将同时发出；系统接地时，仅发“接地”信号。

67、试分析引起转子励磁绕组绝缘电阻过低或接地的常见原因有哪些？

引起转子励磁绕组绝缘电阻过低或接地的常见原因有：

(1)受潮，当发电机长期停用，尤其是霉雨季节长期停用，很快使发电机转子的绝缘电阻下降到允许值以下。

(2)滑环表面有电刷粉或油污堆积、引出线绝缘损坏或滑环绝缘损坏时，也会使转子的绝缘电阻下降或造成接地。

(3)发电机长期运行未进行护环检修，使绕组端部大量积灰（一般大修中只能清除小部分积灰，护环里面的绕组端部的积灰则无

法清除），也会使转子的绝缘电阻下降等。

(4)转子的槽绝缘断裂造成转子绝缘过低或接地。

68、机组正常运行时，若发生发电机失磁故障，应如何处理?

(1)当发电机失去励磁时，如失磁保护动作跳闸，则应完成机组解列工作，查明失磁原因，经处理正常后机组重新并入电网, 同

时汇报调度。

(2)若失磁保护未动作，且危及系统及本厂厂用电的运行安全时，则应立即用发电机紧急解列断路器(或逆功率保护)及时将失磁

的发电机解列，并应注意厂用电应自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理。

(3)若失磁保护未动作，短时未危及系统及本厂厂用电的运行安全，应迅速降低失磁机组的有功出力，切换厂用电; 尽量增加其

它未失磁机组的励磁电流，提高系统电压、增加系统的稳定性。如失磁原因查明并且故障排除，则将机组重新恢复正常工况运行；如机组运行中故障不能排除，应申请停机处理。

(4)在上述处理的同时，应同时监视发电机电流、风温等参数的变化。

(5)发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。

69、机组正常运行时，若380V高阻接地系统发生单相接地故障后，应如何处理?

(1)先判断是真接地还是误报警，检查是否有支路接地报警。

(2)当有电动机接地信号发出时，应开启备用设备，并将接地设备停运处理。

(3)若为PC、MCC母线接地，应与机炉人员联系，转移负荷，停用母线，由检修人员处理。

(4)若为变压器低压侧接地，可停用变压器，将母线改由PC母联断路器供电。

(5)若查找接地有困难，可采用负荷转移试拉法，但必须汇报集控长与相关专业充分协商，保证机组安全。

70、检修高压电动机和起动装置时，应做好哪些安全措施？

应做好以下安全措施：

(1)断开一次电源如断路器（开关）、隔离开关（刀闸），断开二次电源；经验明确无电压后，装设接地线或在隔离开关（刀闸）

间装绝缘隔板，小车开关应从成套配电装置内拉出并将柜门上锁。

(2)在断路器（开关）、隔离开关（刀闸）操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作！”的标示牌。

(3)拆开后的电缆头须三相短路接地。

(4)做好防止被其带动的机械（如水泵、空气压缩机、引风机等）引起电动机转动的措施，并在阀门上悬挂“有人工作！”的标示

牌。

71、电力系统对频率指标是如何规定的，低频运行有何危害?

我国电力系统的额定频率为50Hz，其允许偏差对3000MW及以上的电力系统为±0.2Hz，对3000MW以下的电力系统规定为±0.5Hz。

主要危害有：

(1)系统长期低频运行时，汽轮机低压级叶片将会因振动加大而产生裂纹，甚至发生断裂事故。

(2)使厂用电动机的转速相应降低，因而使发电厂内的给水泵、循环水泵、送引风机、磨煤机等辅助设备的出力降低，严重时将

影响发电厂出力，使频率进一步下降，引起恶性循环，可能造成发电厂全停的严重后果。

(3)使所有用户的交流电动机转速按比例下降，使工农业产量和质量不同程度的降低，废品增加，严重时可能造成人身和设备损

坏事故。

72、氢冷发电机内大量进油有哪些危害、怎样处理?

20号透平油含有油烟、水分和空气，大量进油后的危害是：

(1)侵蚀电机的绝缘，加快绝缘老化；

(2)使发电机内氢气纯度降低，增大排污补氢量；

(3)如果油中含水量大，将使发电机内部氢气湿度增大，使绝缘受潮，降低气体电击穿强度，严重时可能造成发电机内部相间短

路。

处理的方法是：

(1)控制发电机油氢差压在规定范围，以防止进油；

(2)加强监视，发现有油及时排净，不使油大量积存；

(3)保持油质合格；

(4)经常投入氢气干燥器，使氢气湿度降低；

(5)保证密封油系统各阀门位置正确；

(6)如密封瓦有缺陷，应尽早安排停机处理。

73、论述发电机电压互感器回路断线的现象和处理方法。

现象：警铃响，发电机出口电压互感器“电压回路断线”光字显示。

(1)仪表用电压互感器回路断线时，发电机定子电压、有功、无功、频率表指示（显示）异常（下降或为零）；定子电流及励磁

系统其他表计指示（显示）正常；

(2)如一次熔丝熔断，零序电压可能有33V左右的电压显示，静子接地信号发出。

(3)如发电机出口励磁调压器用电压互感器回路断线时，励磁自动组可能跳闸，如未跳，发电机无功、定子电流、励磁电压、电

流表等可能出现异常指示（显示）；励磁调节主从套自动切换时，相应信号发出。

(4)发电机保护专用电压互感器回路断线时，发电机各表计指示（显示）正常。

处理：根据故障现象和表计指示情况，判断是哪组电压互感器故障。

(1)仪表用电压互感器故障，应通知机炉维持原负荷不变，电气做好故障期间的电量统计工作；将该组电压互感器停电后进行外

部检查，若一次熔丝熔断，经检查测定绝缘良好，可恢复送电；如二次熔丝（开关）断路，可试送电，否则通知检修处理。

(2)调压用电压互感器故障，检查励磁调节已自动切换，否则进行手动切换，或将励磁调节由自动改手动运行，然后将该组电压

互感器停电后进行外部检查，若一次熔丝熔断，经检查测定绝缘良好，可恢复送电。

(3)保护用电压互感器故障：所带的保护与自动装置，如可能误动，应先停用，然后对该电压互感器进行停电检查。若一次熔丝

熔断，经检查测定绝缘良好，可恢复送电；如二次熔丝（开关）断路，可试送电，否则通知检修处理。

电压互感器停送电应按照其操作原则进行。如一次熔断器熔断，应查明原因进行更换，必要时应对电压互感器本体进行检查，如绝缘测量等；若二次熔断器熔断，应立即更换，且不能将熔断器容量加大，如熔断器完好，应检查电压互感器；接头有无松动、断线，切换回路有无接触不良，还应检查击穿保险是否击穿。检查时应采取安全措施，保证人身安全，防止保护误动。

74、汽轮机正常运行时，发生哪些情况时OPC超速保护动作？OPC 是怎样动作的？

发生以下情况时OPC超速保护动作：

（1）汽轮机转速超过103％额定转速（3090r/min）时；

（2）汽轮机负荷大于30％额定负荷，发电机主开关跳闸

OPC动作：卸去高、中压调门油动机下部油压，高、中压调门快关；当汽机转速下降至额定转速（3000r/min），OPC复原。汽机重新进汽，维持转速。

75、汽轮机通流部分结垢对其有何影响？

通流部分结垢对汽轮机的安全经济运行危害极大。汽轮机动静叶槽道结垢，将减小蒸汽的通流面积。在初压不变的情况下，汽轮机进汽量将减少，汽轮机出力降低。此外，当通流部分结垢严重时，由于隔板和推力轴承有损坏的危险，不得不限制负荷。如果配汽机构结垢严重时，将破坏配汽机构的正常工作，并且容易造成自动主汽门、调速汽门卡死的事故隐患，有可能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时自动主汽门、调速汽门动作不灵活或拒动作的严重后果，导致汽轮机损坏。

76、叙述汽轮机发生水冲击的现象及运行处理原则。

现象：

(1)主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降。

(2)蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动

(3)主汽门、调速汽门的门杆、法兰、轴封处冒白汽或溅出水滴。

(4)负荷下降，机组声音异常，振动加大。

(5)轴向位移增大，推力轴承金属温度升高，胀差减小。

(6)汽机上、下缸金属温差增大或报警。

处理原则：

(1)机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理。

(2)注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门应开启。

(3)注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。

(4)仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。

(5)确认进水处，立即切断；如因加热器、除氧器满水引起汽机进水，应立即关闭其抽汽电动门，解列故障加热器并加强

放水。

(6)汽机转速到零后，立即投入连续盘车。

(7)投盘车时要特别注意盘车电流是否增大，记录转子偏心度。转子变形严重或内部动静部分摩擦，盘车盘不动时，严禁

强行盘车。应改为定期盘车，严密监视偏心度，金属温度的变化；

(8)汽机符合启动条件后启动汽机，在启动过程中，应注意监视转子偏心度、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动

等符合控制指标及汽机本体、蒸汽管道的疏水情况；

(9)惰走过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回油温度明显升高，惰走时间明显缩短，应逐级汇

报，根据推力瓦情况决定是否揭缸检查，否则不准启动。

(10)如果停机时发现汽轮机内部有异常声音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。

(11)机组发生水冲击紧急停机后，24小时内严禁启动；再次启动前连续盘车不少于6小时，汽缸上、下缸温、转子偏心度符

合要求。水击原因未查明，不得启动；

(12)如汽机重新启动时发现有异常声音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机并逐级汇报。

77、汽轮机通流部分结垢对其有何影响？

通流部分结垢对汽轮机的安全经济运行危害极大。

(1)汽轮机动静叶槽道结垢，将减小蒸汽的通流面积。

(2)在初压不变的情况下，汽轮机进汽量将减少，汽轮机出力降低。

(3)此外，当通流部分结垢严重时，由于隔板和推力轴承有损坏的危险，不得不限制负荷。

(4)如果配汽机构结垢严重时，将破坏配汽机构的正常工作，并且容易造成自动主汽门、调速汽门卡死的事故隐患，有可

能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时自动主汽门、调速汽门动作不灵活或拒动作的严重后果，导致汽轮机损坏。