1、 何谓水锤?如何防止? 在压力管路中，由于液体流速的急剧变化，造成的管道中液体压力显著地、反复地、迅速的变化的现象，称为水锤，也叫水击。 防止水锤的发生和降低水锤的危害，可采取以下方法： （1）延长阀门的启、闭时间，尽量减短管道长度。避免发生直接水击。 （2）加大管径，限制流速。降低水锤的强度。 （3）在管道中的阀门前安装溢流阀（安全阀）或调压装置。防止系统超压。 （4）在管道中的阀门前安装蓄能器，或在低压管中装伸缩节或橡胶管段，吸收水击能量，加大管系的弹性，降低压力在管道中的传播速度。 2、何谓疲劳和疲劳强度? 金属部件在交变应力反复作用下遭到破坏现象称为疲劳。金属材料在无限多次交变应力作用下不致引起断裂的最大应力称为疲劳强度。 3、什么情况下容易造成汽轮机热冲击？ （1）汽机启动时，蒸汽温度与金属温度温差太大。 （2）负荷发生较大的变化； （3）汽轮机进水； （4）运行中蒸汽温度剧烈变化。 4、汽轮机起、停和工况变化时，哪些部位热应力最大? （1）高压缸的调节级处； （2）再热机组中压缸进汽区； （3）高压转子调节级前后汽封处、中压转子前汽封处； 5、为什么排汽缸要装喷水降温装置? 汽轮机在启动、停机和低负荷运行时，蒸汽流量很小，不足以带走蒸汽与叶轮摩擦产生的热量，从而使排汽温度升高。如果排汽温度过高会引起排汽缸较大的变形，破坏汽轮机动静部分中心线的一致性，严重会引起机组振动。为此，大功率机组都装有排汽缸喷水装置，当机组负荷低至一定值时，自动投入。 6、 防止叶轮开裂和主轴断裂应采取哪些措施? （1）加强停机时的保养工作，防止各类腐蚀的产生。 （2）加强对汽水品质的监督，在运行中汽水品质应符合监督规程的要求。 （3）做到机组轴振动、轴瓦振动达到标准。 （4）严格控制轴承振动。轴承振动、轴振，超过规程规定值时打闸停机。 （5）严格执行操作规程要求的起停方式和起停曲线。 （6）按要求投入机组振动超限跳机保护。 （7）冷态速试验在机组并网带额定负荷的２５％，运行３—４小时后进行。 （8）机组禁止超负荷运行。 （9）加热器停运按规程规定限负荷。 7、 运行中高加突然退出，汽轮机的轴向推力如何变化? 运行中高加突然退出，若维持机组出力不变时，停用的抽汽口前各级叶片的轴向推力减小，停用的抽汽口后各级叶片的轴向推力增加。 中间再热机组，高中压缸为分流布置，高加退出汽轮机的轴向推力变化与高加的组合方式有关。不同的组合方式，高加退出的数量、位置不同，轴向推力的变化也不同。 8、 什么是汽轮机膨胀的“死点”? 汽轮机滑销系统横销中心线与纵销中心线的交叉点。 9、 汽轮机主轴承主要有哪几种结构型式? 圆筒形轴承；椭圆形轴承；三油楔轴承；可倾轴承。 我厂125MW、250MW机为椭圆形轴承，200MW机为三油楔轴承。 10、 汽轮机油质水分控制标准是什么?油中进水的主要原因是什么？ 汽轮机油中含水不大于100mg/l。 油中进水的主要原因，是端部轴封间隙大、轴封系统运行不正常，造成轴封压力过高或泄汽不畅，端部轴封蒸汽漏汽量大，从油挡间隙进入轴承箱内，进入油中。 11、 运行中中压主汽门突然关闭的现象是什么？ （1）中压主汽门绿灯亮、红灯灭； （2）再热汽压力上升，再热安全门起座； （3）机组负荷下降； （4）再热主汽门前各监视段级压力升高； （5）轴位移数值向负值方向变化，推力轴承非工作瓦块温度升高，工作瓦块温度降低。 12、调节系统迟缓率过大，对汽轮机运行有什么影响? （1）汽轮机空负荷时汽轮机转速不稳定，造成并列困难； （2）汽轮机并网运行时，负荷摆动； （3）机组甩负荷时，调门关闭延迟造成汽轮机转速飞升，甚至超速。 13、什么是凝汽器的极限真空? 当蒸汽在汽轮机末级叶片喷嘴的膨胀能力达到极限时，与之相对应的真空为极限真空。 14、什么是凝汽器的最佳真空? 提高真空使发电机组增加的电功率与增加冷却水量使循环泵多耗的电功率之间的差值最大的真空。 15、凝汽器胶球清洗收球率低有哪些原因? （1）凝结器入口堵塞； （2）收球网有杂物或未关严； （3）装球网收球时未到位或损坏； （4）胶球质量不好或浸泡不好； （5）胶球泵故障； （6）循环水压力低。 16、高加水位高三值时保护如何动作？ 200MW机组： 高加水位高—高，高加水位保护电磁阀动作，保护用水接通，联成阀动作，给水自动旁路。 125MW、250MW机组： 高加水位高开关动作，高加给水旁路门打开，旁路全开后关闭高加给水出口门，当负荷大于90%额定负荷时，自动降负荷至90%。 17、除氧器发生“自生沸腾”有什么不良后果？ （1）使除氧器内压力超过正常压力，严重时可使除氧器超压。 （2）除氧器内部汽、水流动遭到破坏，在除氧头形成蒸汽层，气体难以逸出，除氧效果恶化。 18、 用于测量除氧器差压水位计汽侧取样管泄漏，有何现象? 除氧器差压水位计汽测取样管泄漏，汽测压力下降，水位计水位上升，较实际水位偏高。 19、 水泵主要性能参数有哪些?并说出其定义和单位。 主要性能参数有：、流量、扬程、转数、功率、效率、比转数。 流量：单位时间内输送出去的液体数量称为水泵的流量。体积流量Q，单位为m3/h，质量流量G，单位为kg/s。 扬程：单位液体经过泵后所获得的能量称为扬程。单位为m　用H表示。 转速：泵轴每分钟旋转的次数称为泵的转速，单位为r/min,用n表示。 功率：原动机传给泵轴功率的比值。单位为kW.用N表示。 效率：泵的有效率功率与轴功率的比值。用η表示。 比转数：几何相似和工况相似的一系列水泵，由转速、流量、扬程组成的一个相似判别数。 用ns表示。 20、 汽轮机热态冲转时，机组的胀差如何变化，为什么?　　 汽轮机热态冲转时，差胀变化方向与主汽温度有关。在正温差启动，即第一级蒸汽温度高于汽缸内壁温度时，对转子和汽缸是加热的，差胀向正方向变化。在负温差启动，即第一级蒸汽温度低于汽缸内壁温度时，对转子和汽缸是冷却的，差胀向负方向变化。 21、 起动前进行新蒸汽暖管时应注意什么? （1）主汽门应关闭严密，疏水应打开； （2）疏水门应开启并畅通； （3）暖管过程中，应检查管道阀门有无漏水、漏汽； （4）管道不冲击、振动； （5）暖管与疏水操作配合，控制升温升压速度； （6）暖管时盘车应连续运行。 22、 起动前向轴封送汽要注意什么问题? （1）盘车投入运行； （2）根据汽缸温度选择轴封汽源； （3）送轴封前要充分暖管疏水； （4）轴封压力正常，端部轴封不冒汽； （5）保持轴封冷却器负压正常。 23、汽轮机起动、停机及运行过程中差胀大小与哪些因素有关? （1）汽缸法兰螺栓加热装置； （2）主再热蒸汽温度变化； （3）负荷变化速度； （4）轴封供汽温度； （5）升速率快慢或暖机时间长短； （6）汽缸膨胀； （7）汽机转速变化； （8）凝结器真空； （9）汽轮机发生水冲击； （10）轴位移； （11）机组启动参数的选择。 24、启停机过程中，为什么汽轮机上缸温度高于下缸温度？ （1）起动中温度较高的蒸汽上升到上缸，经汽缸壁冷却后的蒸汽变成疏水，而疏水流到下缸； （2）上下缸进汽不均匀； （3）汽缸疏水不及时或疏水不畅； （4）汽轮机进水； （5）汽缸加热装置使用不当。 25、汽轮机的轴向位移与高中压缸差胀测点的安装位置在哪里? （1）200MW机组 高压差胀的测点安装于前箱内，中压差胀测点安装于#3轴承箱内，低压差胀测点安装于#5轴承箱内。轴位移测点安装于#2轴承箱内 （2）250MW机组 差胀的测点安装于前箱内，轴位移测点安装于#2轴承箱内。 （3）125MW机组 轴位移和差胀的测点安装于前箱内。 26、汽轮机负差胀偏大时如何调节？ （1）提高主、再热汽温度； （2）启动时加大升速率、缩短暖机时间； （3）提升机组负荷； （4）降低真空； （5）起、停机中投入汽缸法兰、螺栓加热装置； 27、滑参数停机时，汽温汽压应如何控制? 滑参数停机时，应先降低汽温，后降低汽压，降温速度控制在1-1.5℃/min，主汽压力下降速度为0.02-0.03MPa/min，每降低50℃稳定一段时间，同时注意再热汽温应接近主汽温度，主汽温度要保持有50℃的过热度， 降温降压速度以控制汽缸金属温度下降速度在1.0℃/min以内为准。 28、为什么规定真空到零后才停止轴封供汽? 如果真空未到零时就停止轴封供汽，由于汽轮机内部在真空状态下，外界的冷空气必然由轴封处吸入，此时转子的温度较高，冷空气进入后使得转子局部和端部汽封处冷却变 形，发生动静摩擦，严重时可造成大轴弯曲。 29、盘车过程中应注意什么问题? （1）应注意监视盘车电流，发现增大或摆动时应立即查明原因； （2）定期听测盘车声音及轴封有无摩擦声，大轴晃动度正常。 （3）盘车时维持润滑油温27-32℃、润滑油压正常。 （4）顶轴油泵运行正常，顶轴油压正常。 （5）应保持盘车的连续运行，需停止盘车时，根据汽缸温度，按规程要求进行。 （6）由于汽缸内部摩擦等原因盘车投不上时，禁止用天车盘车。 30、简述润滑油压低保护、联锁过程? （1）1-4号机当调速油压低至0.87MPa时，油压低开关动作，盘车油泵联锁启动；当主机润滑油压低至0.103MPa时，联锁启动直流润滑油泵；当润滑油压低至0.069MPa时，压力开关三取二动作后，润滑油压低保护动作，汽轮机掉闸。 （2）5-8号机运行中，当主机润滑油压低至0.08MPa时压力开关动作，盘车油泵自启动；当主机润滑油压低至0.06MPa时，润滑油压低停机保护压力开关三取二动作，汽轮机掉闸，同时联锁启动直流润滑油泵。 31、油箱油位升高的原因有哪些? （1）油净化器、密封油箱、真空油箱调整不正常造成油位降低； （2）轴封蒸汽进入油中； （3）主油箱油位计异常； （4）油温升高； （5）冷油器铜管泄漏而此时冷却水压高于油压； （6）锅炉水压试验或汽轮机灌水措施不当，水进入油中。 32、什么叫金属的低温脆性转变温度？ 温度降低时金属材料由韧性状态转变为脆性状态的温度区域，称脆性转变温度。脆性转变温度是金属材料的固有特性。 33、汽轮机汽缸的上、下缸温差大有何危害？ 汽轮机上下缸温差大将引起汽缸向上拱起，发生热翘起（猫拱背），使汽缸下部的动静部分径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦损坏设备。汽缸的这种变形还会出现隔板、叶轮偏离正常时所在的垂直平面现象，使轴向间隙发生变化，引起轴向动静摩擦。 转子弯曲加上汽缸变形，势必造成转子在旋转时动静摩擦，摩擦又使转子局部过热，膨胀不均发生振动，振动加剧摩擦的恶性循环，最终造成大轴永久性弯曲。 34、机组运行中，凝结水泵检修后恢复备用的操作步骤？ （1）关放水门； （2）开凝结水泵水封水门； （3）开凝结水泵空气门； （4）开凝结水泵入口门； （5）开凝结水泵出口门； （6）开冷却水出入口门； （7）凝结泵电机送电。 35、电动给水泵启动的主要条件有哪些? （1）除氧器水位正常， （2）油箱油位正常，辅助油泵运行正常； （3）热工有关表计、信号、保护和联锁正常投入； （4）入口门开启； （5）手动操作启动； （6）在联锁投入时，运行泵掉闸，自动启动。 36、机组运行中，冷油器检修后投入运行的注意事项? （1）冷油器要充满油，将空气排尽； （2）水侧冲水后空气排尽； （3）投入过程中要注意油压无大的波动； （4）注意油温变化情况。 37、什么是高压加热器的上、下端差？下端差过大、小有什么危害？ 加热器内蒸汽的饱和温度与加热器出口水温度之差叫加热器端差，也称上端差。 加热器疏水温度与加热器入口水温度之差叫疏水冷却器端差，也称下端差。 下端差反映疏水冷却段的工作状况，过大过小将使加热器经济性下降，大量蒸汽进入 疏水冷却段，造成疏水管路冲击，长时间运行可造成管束泄漏或疏水管断裂；加热器泄漏可能造成汽轮机进水。 38、机组运行中，低加全部解列，对机组运行有什么影响？ （1）冷源损失增加，给水温度降低，机组经济性下降。 （2）凝结水温度下降太多影响除氧效果，加剧设备腐蚀。 （3）进入除氧器水温太低与加热蒸汽不匹配而产生热不平衡。 （4）排汽流量增加，可能使末级叶片过负荷，轴向推力增加。 （5）凝结水流量增大，凝结水泵电流增加，除氧器过负荷产生振动。 39、离心泵“汽蚀”的危害是什么？如何防止？ （1）引起过流部件的破坏，缩短泵的使用寿命。 （2）助长了金属氧化，零件产生腐蚀。 （3）影响泵的效率降低，使运行性能下降。 （4）产生噪声和振动。 （5）水泵效率降低。 （6）严重时发生汽化可造成部件损坏。 防止方法：采用双吸叶轮，增大叶轮入口面积，增大叶片进口边宽度，叶轮首级采用抗汽蚀材料，设置诱导轮；正确选择吸入高度及倒灌高度，加设前置泵，设置再循环。 40、凝结器单侧解列如何操作？ （1）根据凝结器真空适当减低机组负荷，以排汽温度不超标为准； （2）停止胶球冲洗； （3）适当开大运行侧凝结器出口水门； （4）关闭要解列侧凝结器空气门； （5）关闭解列侧凝结器入口水门。 （6）压力至零水放净。 41、降低凝汽器端差的措施有哪些？ （1）保持凝结器管束的换热能力，投入胶球冲洗装置运行；必要时进行高压水冲洗或铜管酸洗造膜。 （2）保持真空系统的严密性，减少真空系统的泄漏； （3）合理调整循环水量； 42、何谓机组的滑参数启动？ 滑参数启动是锅炉、汽机的联合启动，或称整套启动。它是将锅炉的升压过程与汽轮机的暖管、暖机、冲转、升速、并网、带负荷平行进行的启动方式。启动过程中，随着锅炉参数的逐渐升高，汽轮机负荷也逐渐增加，待锅炉出口蒸汽参数达到额定值时，汽轮机也达到额定负荷或预定负荷，锅炉、汽轮机同时完成启动过程。 43、简述过热蒸汽、再热蒸汽温度过高的危害？ 正常运行中应维持主、再热汽温稳定，并不能过高或过低。如果偏离设计额定值过多，如汽温过高时，会加快金属材料的蠕变，还会使过热器、再热器爆破。以及引起高温腐蚀等 主再热汽温过高，调节级焓降增加，可能造成调节级动叶片和某些级段过负荷； 造成金属材料机械强度降低，缩短金属部件的使用寿命，造成主汽门、汽缸、高压缸轴封等紧固件松弛。 受热部件膨胀变形加大，如膨胀受阻或受热不均匀，引起机组异常振动。 44、简述汽温过低的危害？ 主汽温度下降蒸汽焓降减少，汽耗量增大，降低了机组的经济性； 末几级叶片增加了湿汽损失，加剧了末几级叶片的水蚀； 引起各级反动度增加，轴向推力增加，安全性降低； 汽温急剧下降，高温部件产生很大的热冲击和热变形，严重时可能使金属部件产生裂纹。 蒸汽温度过度降低可能造成汽轮机水冲击。

45、空气预热器的作用？ 答：烟气离开省煤器时温度仍然很高，如果不加利用会造成很大的浪费。由于空气温度很低，如果不加热直接参与燃烧，炉膛温度会降低，使燃烧增加不稳定因素，因此利用预热器，将烟气加热，既能减少烟气损失，又能提高燃烧强度和效率，还降低了吸送风机电耗。 46、提高朗肯循环热效率的有效途径有哪些？ 答：（1）提高过热器出口蒸汽压力和温度。 （2）降低排汽压力。 （3）采用中间再热、给水回热和供热循环等。 47、中间再热机组旁路系统的作用？ 答：（1）回收工质； （2）减小噪声； （3）加快启动速度； （4）匹配一二次汽温度。 （5）保护再热器。 48、结焦对锅炉汽水系统的影响是什么？ 答：水冷壁结焦后，会使蒸发量下降，炉膛出口烟温上升，引起蒸汽温度升高，管壁温度升高。由于锅炉结焦的不均匀性，会因起过热器热偏差增大，炉膛上部结焦掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管。 49、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？ 答：常用的水位计有：云母水位计、电接点水位计、水位平衡器等。 反措中对水位保护的规定： （1） 大容量锅炉水位保护未投，严禁锅炉启动。 （2） 锅炉水位高、低保护应采取独立测量的三取二的逻辑判断，当有一点因某种原因退出运行时，应转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8小时）恢复；当有两点因某种原因退出运行时，应转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全措施，经总工程师批准，限期（8小时以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。 （3） 水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验。用上水法做高水位试验，用排污门放水法进行低水位试验。严禁用信号短接的方法进行模拟传动替代。 （4） 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同造成实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响。 （5） 水位保护的停退，必须严格执行审批手续。 （6） 汽包水位保护的设置，整定值和延时值随炉型和汽包内部部件不同而异，具体数值由锅炉制造厂确定，各单位不得自行确定。 50、受热面容易受飞灰磨损的部位有哪些？ 答：受热面的飞灰磨损都带有局部特性，在烟速高的烟气走廊蛇行管湾头处、管子穿墙部分、管式空预器入口端等。 51、转机油位过高或过低有什么危害？ 答：油位过高，会使油环运动阻力增加而打滑或打脱，油分子的相互摩擦会使轴承温度升高。还会增大间隙处的漏油量和油的摩擦功率损失。 油位过低,会使轴承的弹子或油环带不起油来，造成轴承得不到润滑而使轴承温度升高，甚至把轴承烧坏。 确定合理油位的根据： 轴承的类型：带油环的乌金瓦轴承，是利用油环对油的吸附作用把油带到轴和瓦之间的间隙而起润滑作用。润滑的好坏取决于油环浸入油中的面积，对同一油位，油环浸入油中的面积会随油环的直径的增大而增加。因此油位的高低与油环的直径要成一定的比例。因此带油环的乌金瓦应根据油环的直径而定油位：油环直径为内径（D）25－40mm的油位为D/4；40－60mm的为D/5；65－300mm的为D/6；轴的最低点，离油面5－15mm。 对于滚珠轴承是直接浸入油中，润滑的好坏是由弹子带油情况而定，因为弹子可以滚动着轮换进入油中，所以油位的高低是以最下部的弹子能浸入油中为标准。油位应根据转速而定。1500r/min以下的，油位保持在最低一个弹子的中心线处。1500r/min以上的，油位以最低弹子能带起油为宜（但不得低于最低弹子的1/3处）。 52、锅炉运行中一台送风机正常运行，另一台送风机检修结束后并联过程中应注意哪些事项？ 答：两台风机在低负荷运行时有可能造成强风现象，因此，在另一台风机启动后增加风量的同时，可采用涨负荷的方式，以避免两台风机在低负荷区抢风。另外，在增加风量时注意一次风压的变化，避免对燃烧产生扰动。 53、简述一次风机跳闸后，锅炉RB动作过程？ 答：辅机RB按其目标值可分为50％负荷RB和75％负荷RB。也就是说：当机组负荷大于50％或75％额定负荷时，发生一次风机跳闸，将自动降负荷致50％或75％。 动作过程：（1）投入油枪助燃，油量控制在规定值；（2）减少燃烧器使用；（3）锅炉调节手动，以固定速率将锅炉负荷降至额定负荷的50％或75％。（4）给水、送风、吸风投自动。 54、锅炉升压过程中出现膨胀不均的原因是什么？热力管道为什么要装膨胀补偿器？ 答：升压过程中，锅炉各部温度也相应升高，受热面管、联箱、汽包都要膨胀伸长。在升压过程中，通过监视各处膨胀指示器的指示，根据不同压力下相应的壁温，即可判断膨胀值是否正常，膨胀方向是否正常。 在升压过程中出现膨胀不均的主要原因是，升压过程中投入燃烧器数目少，炉内各部分温度不均匀，使水冷壁的受热不均，各水冷壁管的水循环不一致。为防止这种情况的发生，应正确选择和适当轮换点火油枪。原因是，某些管子和联箱在通过护板时膨胀受阻，或导架、支吊架及其它杂物阻碍，使膨胀不足。因此，对升压过程中出现的膨胀不均要认真检查，找出原因，及时处理。 55、燃烧调整的基本要求有哪些？ 答：（1）在保证蒸汽品质及维持必要的蒸汽参数的前提下，满足外界负荷变化对蒸汽的需要量。 （2）合理的控制风粉比例，使燃烧稳定，减少各项不完全燃烧损失，提高锅炉燃烧热效率。 （3）维持适当的火焰中心位置，火焰均匀充满炉膛，防止燃烧器烧坏、结焦以及管壁超温，蒸汽温度偏差等。 56、锅炉启动过程中如何防止蒸汽温度突降？ 答：为保证蒸汽温度合适，在低负荷使尽量不使用减温水来控制汽温，应尽量使用改变火焰中心位置控制炉膛出口温度的方式来控制汽温，以及使用旁路系统控制参数。 在具备使用减温水的条件时，应现进行减温水疏水，然后在投入减温水后，注意减温前后温度的变化，避免蒸汽温度突降。 锅炉水压试验后，应彻底疏水。锅炉启动过程中应注意汽包水位的控制，防止汽包满水事故的发生。 57、在汽包内清洗蒸汽的目的是什么？ 答：蒸汽清洗的方法就是使从机械分离器后出来的蒸汽，经过一层清洗水（一般为省煤器的给水）加以清洗，将其中一部分盐溶解于清洗水中。这样，可以使蒸汽质量得以改善。因为清洗水的含盐量，在任何情况下均小于炉水含盐量，当溶解于蒸汽中的物质在于含盐量低的水接触时，便会迅速发生物质的扩散过程，可是蒸汽中溶解的盐分扩散到清洗水中，同时，又能使蒸汽携带的水滴中盐分扩散到清洗水层中去。因此，蒸汽清洗不仅对降低蒸汽的溶解携带有效，同时，也可以降低机械携带。 58、再热器的作用是什么？ 答：再热器的作用是将汽轮机高压缸排除的蒸汽继续到锅炉中加热，使之具有一定的温度，从而提高其做功能力，然后再送到汽轮机中低压缸做功。 59、尾部烟道二次燃烧的原因有哪些？ 答：（1）燃烧过程中调整不当，风量过小，煤粉过粗，油枪雾化不好，使未燃尽的可燃物在后部受热面沉积燃烧。 （2）点火初期、低负荷运行及停炉过程中，炉温低。风、粉、油配比不当，造成大量可燃物质沉积在尾部烟道内。 （3）点火初期或低负荷运行时，制粉系统的三次风所携带煤粉因炉温低无法燃尽，可能积聚在尾部受热面。 （4）灭火后未及时停止燃料，如果吹扫时间不足、吹扫风量不够，可能造成可燃物沉积在尾部受热面内。 60、尾部烟道再燃烧的现象？ 答：（1）排烟温度不正常升高。（2）烟道内负压剧烈变化。（3）再热汽、省煤器出口水温、热风温度升高。（4）严重时，烟道防爆门动作。 61、受热面积灰有什么危害？ 答：灰的导热系数小，在锅炉受热面上积灰，将会大大锅炉受热面的传热，从而使锅炉效率降低。当烟道截面的对流受热面上发生积灰时，会使通流截面减小，增加流通阻力，使吸风机出力不足，降低运行负荷，严重时还会堵塞尾部烟道，甚至被迫停炉检修。由于积灰使排烟温度升高，还可能后部受热面的运行安全。 62、锅炉主要的热损失有哪几种？哪种损失最大？ 答：主要锅炉热损失：排烟热损失q2、机械不完全燃烧热损失q4、化学不完全燃烧热损失q3、散热损失q5、灰渣热损失q6。在以上5项中，排烟热损失最大。 63、汽包锅炉正常运行时，为什么要关闭省煤器再循环门？ 答：省煤器再循环是在锅炉停运后，当停止上水时，为保护省煤器而设立的装置，因此，只有在锅炉停止上水后才能打开。如果正常运行中打开省煤器再循环，会造成锅炉给水一部分不经过省煤器而直接进入汽包，这样，会引起汽包上下壁温差增大而受到损害。同时，经由省煤器的水减少，省煤器也得不到充分冷却而损坏。 64、直吹式制粉系统在投自动时，运行中给煤机皮带打滑，对锅炉燃烧有何影响？ 答：制粉系统自动投入时，当给煤机皮带打滑，因称重依然存在，锅炉总燃料量指示并不会减少，而实际锅炉燃料量减少，会因起炉膛负压减小，主汽压力降低，燃烧将自动加煤，从而引起燃烧波动，而一旦此时皮带不再打滑，会因起自动再一次调整而引起的燃烧波动。因此，给煤机皮带打滑，燃烧会大幅波动，炉膛负压波动，从而引起其它参数波动。 65、风机喘振有什么现象？ 答：当风机发生喘振后，流量发生正负剧烈波动，气流发生猛烈的撞击，使风机本身发生强烈振动，风机工作的噪声加剧。大容量高压头风机如喘振严重，危害很大，直接影响了锅炉安全运行。 66、锅炉不同转速的振动合格标准是什么? 答：正常运行时风机转速对应振动值不应超过以下数值： 1.1.1.1.0　转速（r/min） 1.1.1.2.0　3000以上 1.1.1.3.0　1500－3000 1.1.1.4.0　1500－750 1.1.1.5.0　750以下 1.1.1.6.0　振动值（mm） 1.1.1.7.0　0.05 1.1.1.8.0　0.085 1.1.1.9.0　0.10 1.1.1.10.0　0.12 67、煤粉达到迅速而又完全燃烧必须具备哪些条件？ 答：（1）供给合适的风量。（2）维持炉内足够高的温度。（3）煤粉与空气的良好混合。（4）足够的燃烧时间。 68、直吹式锅炉MFT联锁动作哪些设备？ 答：（1）主、再热减温水门关闭。（2）轻油速断阀关闭。（3）磨煤机出口挡板关闭。（4）一次风机全部停止。（5）磨煤机全部停止。 69、锅炉一次汽系统水压试验时，有哪些注意事项？如何防止汽缸进水？ 答：注意事项： （1）水压试验过程中，应停止锅炉本体内、外的一切检修工作，升压前必修检查炉内是否有人，经检查确认无误后方可升压。 （2）水压试验时的升压速度10 MPa 以下，不超过0.3MPa/min，10 MPa 以上，不超过0.2MPa/min、降压速度不应超过0.5MPa/min。 （3）在升压过程中，禁止对部件进行检查。只有待压力稳定后方可检查。超压试验时，压力降到工作压力后才能进行检查。 （4）做超水压试验时，应将水位计、安全门解列。 防止汽缸进水： 防止汽缸进水：检查主汽门、调速汽门关闭；高压缸排汽管处加堵板；一二级旁路电动门关闭。 70、锅炉常用的保养方法有哪几种？ 答：锅炉保养分为干式防腐和湿式防腐。锅炉停炉有短期停炉和长期停炉，因此采取的保养方法也不一样： 短期停炉保养：有保持给水压力法，保持蒸汽压力法，热炉放水法或利用余热烘干法。 长期停用锅炉保养：联胺防腐，胺液防腐，碱液防腐，磷酸三钠与亚硝酸混合溶液防腐，干燥剂防腐，充氮防腐、充胺防腐等。 71、20号优质碳素钢的耐受温度限制是多少?分别用在哪些受热面上？ 答：20号优质碳素钢的耐受温度限制是450℃以下。主要用于水冷壁管、省煤器管、低温过热器管和再热蒸汽管等。 72、影响对流换热的因素有哪些？ 答：（1）流体有无物态变化。有物态变化比无物态变化对流换热强烈。 （2）流体流动情况。紊流流动时比层流流动对流换热强烈。 （3）流体相对管子的流动方向。一般横向冲刷比纵向的放热系数大。 （4）管子的排列方式。叉排布置比顺排放热系数大。 （5）流体的物理特性。流体的密度越大、粘度越小、热导率越大，比热容和汽化潜热越大，则对流换热系数越大。 73、锅炉给水和炉水品质有哪些要求？ 答：（1）硬度 （2）溶氧（3）铁和铜（4）含钠量（5）含硅量（6）PH值（7）联胺（8）油 二期给水品质的要求：PH值为8.8～9.3，二氧化硅＜20微克/升（μg/L），含氧量＜7微克/升，含铜＜5微克/升，联氨10～40微克/升，硬度0μmol/L，导电度＜0.3微母/厘米。 二期给炉品质的要求：PH值为9～10，二氧化硅＜0.2微克/升，导电度＜25微母/厘米，磷酸根1～3微克/升。 三、四期给水品质的要求：给水总硬度≯3微克当量/升，PH值为（+5℃）9～9.5，硬度≤20微克/升，含铜量≤5微克/升，联氨10～50微克/升，溶氧≮7微克/升，含铁≮20微克/升 三、四期炉水品质的要求：总含盐量：≯50微克当量/升，PH值为9～10，硅量1.5～2，磷酸根2～8微克/升 74、什么是蠕变，它对钢的性能有什么影响？ 答：金属在高温和应力作用下，随着时间的增加，缓慢地产生塑性变形的现象。 它对钢的性能影响：由于蠕变产生塑性变形，使应力发生变化，甚至整个钢件中应力重新分布。钢件的塑性不断增加，弹性变形随时间逐渐减少。蠕变使钢的强度、弹性、塑性、硬度、冲击韧性下降。 75、如何防止受热面的高温腐蚀？ （1） 将过热汽、再热汽控制在一定的范围内，防止金属壁温过高。 （2） 提高金属的抗腐蚀能力。 （3） 组织好燃烧，在炉内创造良好的燃烧条件，以保证燃料迅速着火并燃尽，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。 （4） 合理配风，防止壁面附近产生还原性气体。 76、虚假水位是如何产生的？过热器安全门突然动作，汽包水位如何变化？ 答：汽包压力突然变化，引起锅水体积的膨胀或收缩，从而引起汽包水位的变化。过热器安全门动作后，汽包水位先上升而后下降。 77、磨煤机停运时，为什么必须抽净余粉？ 答：磨煤机停止后，如果还有残余煤粉，就会慢慢氧化升温，最后引起自燃爆炸。另外磨煤机停止后还有煤粉存在，下次启动磨煤机，必须带负荷启动，增加了启动电流。 78、汽包锅炉发生严重缺水时为什么不允许盲目上水？ 答：汽包严重缺水后，此时水位已无法准确监视，如果已干锅，水冷壁可能过热、烧红。这时如果上水，会造成水冷壁管急剧冷却，锅水立即蒸发，汽压突升，金属受到极大的热应力而炸裂。因此锅炉严重缺水紧急停炉后，只有经全面检查后，由总工决定是否上水。 79、锅炉MFT动作常用的条件是什么？ 答：汽包水位高低、炉膛负压高低、全部燃料失去、全部火焰失去、机电跳炉、两台送风全停。 80、汽水共腾的现象是什么？ 答：汽包水位计内水位发生剧烈波动，看不清水位，各水位表指示摆动。过热汽温度急剧下降。严重时蒸汽管道发生水冲击，法兰处冒汽。蒸汽和炉水的含盐量增大。 81、汽水共腾的处理？ 答：适当降低锅炉蒸发量，保持稳定运行。开大连续排污，加强定期排污。开启集汽联箱疏水，开启向空排汽门，开启主汽门前疏水，若汽轮机积水，按汽轮机进水处理。通知化学对炉水加强分析，采取措施改善炉水品质。炉水品质改善前，不允许增加负荷。故障消除后，应冲洗水位计。

82、炉低水封破坏后，为什么使过热汽温度升高？ 答：水封破坏后，大量冷空气进入炉膛，导致风量增加，对流吸热量增加。另一方面，火焰中心上移燃烧靠后，还有，由于炉膛温度降低，会造成燃烧加粉，煤粉燃尽率降低。以上三项导致过热汽温度升高。 83、回转式空气预热器的密封部位有哪些？什么部位的漏风量最大？ 答：回转式预热器可分为受热面回转式和风罩回转式两种。受热面回转式预热器转动部分和静止部分之间有间隙，空气侧压力高于烟气侧压力，故空气能经过转子与外壳或扇形隔板之间的间隙漏入烟气侧，因此要设密封装置。 漏风部位：（1）转子端与静止的外壳上下扇形隔板之间的径向密封；转子外围圆周的上下端面与外壳顶、底板之间；（2）转子与外壳之间的整个转子高度的轴向密封。 漏风量最大的部位为轴向密封处。 84、低速磨煤机的保护有哪些？ 答：（1）低油压保护；（2）低电压保护；（3）过流保护。 85、中速磨煤机运行中进水有什么现象？ 答：（1）磨煤机出口温度降低；（2）磨煤机差压增大，入口风压升高，一次风差压降低；（3）磨煤机电流先增大后降低；（4）磨煤机出力降低；（5）排渣门处可能有水流出。（6）可能引起磨煤机振动大。 86、何谓正平衡效率？如何计算？何谓反平衡效率？如何计算？ 答：正平衡效率是通过确定有效利用热量，再确定输入热量后而计算出锅炉效率。η＝Q1/Qr*100%。Q1锅炉有效利用热量。Qr为锅炉输入热量。 反平衡效率，是通过确定锅炉各项热损失，根据热平衡方程确定的锅炉效率。计算公式：ηgl＝100－（q2+q3+q4+q5+q6）%。 电厂中多用反平衡法计算效率。因为入炉煤的计量不完善和不准确，采用正平衡法求效率误差较大，而利用反平衡法必须求得各项损，有利于对各项损失进行分析，以便找出提高锅炉效率的途径。 87、汽包壁温差过大有什么危害？ 答：汽包壁温差过大，将使汽包承受较大的机械和热应力，对汽包寿命及其联接管子都会产生不良影响。因此，应控制汽包上下壁温差不超过50度。 88、运行中减少排烟损失措施是什么？ 答：（1）保持合理的风量。（2）在条件允许的情况下，减少上排燃烧器数量。（3）保持炉膛清洁，发现结焦及时清除，及时吹灰。（4）对各处人孔、检查孔及时关严。并对各处漏风加强检查，发现漏风现象，及时通知检修处理。（5）在炉膛不正压的情况下，保持较低的炉膛负压。（6）减少制粉系统运行台数。 89、滑压运行有何优点？ 答：（1）滑压运行时，蒸汽压力随着负荷减少而降低，故机组内蒸汽容积流量近乎不变，减少了蒸汽进汽的节流损失和改善了汽轮机高压端蒸汽流动情况，汽机内效率高于定压运行时的水平。 （2）滑压运行，由于蒸汽压力随着负荷减少而降低，蒸汽比热容减小，而高压缸排汽温度变化不大，因此使再热汽温在很大的负荷变动范围内，都能维持其额定值不变。所以，当机组负荷低于额定负荷70％时，滑压运行的经济性比定压运行有显著改善。 （3）机组采用变速泵，低负荷运行时，不仅给水流量减少，而且给水泵的给水压头也降低，因而给水泵的功率消耗大大降低。 （4）滑压运行时，汽轮机内部工质温度变化不大，故机组滑压运行时允许负荷变化速度必定压运行大。 （5）变压运行时，锅炉、汽轮机及主蒸汽管道等高压部件都在较低以＝热应力状态下工作，对延长机组的使用寿命是有利的。另外。由于负荷变化时，汽温稳定，减少了汽轮机各级汽缸的热应力和热变形，提高了机组运行的安全可靠性。 缺点： （1）变压运行时，机组负荷愈低，蒸汽压力愈低，蒸汽压力的降低，使蒸汽的焓值减少，从而降低了循环热效率。 （2） 变压运行机组，对电网的调频适应性差。因为当机组功率增大时，锅炉必然增加燃料提高汽压，但此时锅炉的储热能力不但不能利用，还因汽压的提高而储备了一部分热量，这样就增加了迟延时间。 90、运行中在发电机集电环上工作应有哪些注意事项？ 答：A：工作人员必须特别小心，不使衣服及擦拭物被挂住，扣紧袖口，发辫盘在帽内。B：工作时站在绝缘垫上（常用固定垫）使用绝缘良好的工具，并采取防止短路及接地的措施；C：不得同时接触发电机励磁回路和接地部分或两个不同极的带电部分，不允许两人同时工作。 91、运行中如何防止发电机滑环冒火？ 答：A:滑环表面应清洁光滑无滑痕，通风槽及通风孔无堵塞现象，刷握及刷架无积垢；B：刷握应牢固，安装在滑环切线垂直方向上，其下沿与滑环表面的距离应为2～3mm；C：电刷应完整，其边缘无破损现象，电刷握之间应有0.1～0.2mm的间隙，能使电刷在刷握内自由起落；D：电刷小辫无过热及断裂，接触紧固，压力正常，电刷不应有跳动现象；E：电刷不应过短，其长度不应小于刷握的1/3，否则及时更换，新换电刷型号应正确，接触面积大于80％以上；F：运行中监视励磁电流不应超过规定值。 92、对发电机内氢气品质的要求是什么？ 答：氢气纯度在96%以上，含氧量不超过1.2%氢气湿度不超过15g/m3 93、对进入发电机的内冷水的品质要求是什么？ 答：水质透明，无机械混合物，20℃时导电率0.5～1.5us/cm，PH值为7～8，硬度＜2umgN/L，NH3微量，含铜量不大于40ug/L。 94、发电机运行特性曲线（P-Q曲线）四个限制条件是什么？ 答：定子绕组温升限制；励磁绕组温升限制；原动机功率限制；定子端部温升和并列的稳定性限制。 95、电力系统对继电保护装置的基本要求是什么？ 答：1）快速性：要求继电保护装置的动作时间尽量快，以提高系统并列运行的稳定性，减轻故障设备的损坏，加速非故障设备恢复正常运行。2）可靠性：要求继电保护装置随时保持完整、灵活状态，不应发生误动或拒动。3）选择性：要求继电保护装置动作时，跳开距故障点最近的断路器，使停电范围尽可能缩小。4）灵敏性：要求继电保护装置在其保护范围内发生故障时，应灵敏地动作。灵敏性用灵敏系数表示。 96、发电机气体置换合格的标准是什么？ 答：在充氮气的过程中，必须同时从氮气排出管和死区取样。用氮气排空气时，当混合气体中的含氧量小于２％；用氮气排氢气时，当混合气体中的含氢量小于３％，即可认为排气工作终了。在充氢气过程中，必须同时从排出氢气的气管（即原二氧化碳母管）和气体不易流动的死区（如氢气分离器的箱里）取样。如果其中氢气的含量均大于９６％，氧气的含量均小于２％时，即可认为充氢终了。 97、在什么情况下容易产生操作过电压？ 答：在下列情况下易产生操作过电压： 1) 切、合空载长线路的过电压。 2) 切空载电缆线路产生的过电压。 3) 切电容器组产生的过电压。 4) 切空载变压器产生的过电压。 5) 切并联电抗器产生的过电压。 6) 切高压感应电动机产生的过电压。 7) 隔离开关切容性电流产生的过电压。 8) 间歇性电弧接地过电压。 98、哪些情况可能造成发电机转子绕组一点接地、如何处理？ 答：由于发电机滑环绝缘损坏或转子槽口引出线绝缘损坏、转子绕组严重变形及端部严重脏污，会造成转子一点接地，因发电机滑环炭刷或励磁回路积污引起发电机一点接地。励磁机、发电机的轴承与台板及油管间绝缘脏污或有金属搭载物。 处理：A：发电机转子一点接地，信号发出，应复归信号，确认是瞬间接地还是永久接地，并查看接地极性；B：接地信号不能复归，用高内阻直流电压表测量励磁回路及对地电压值，用R=R内（V+-/V1+V2 -1）计算出绝缘是否合格；C：对励磁回路外部进行详细检查，若因滑环、炭刷或励磁回路的积污引起则用低于0.3MPa的干燥空气进行吹扫或断开可以断开的励磁二次设备，如绝缘不能恢复时，报告总工听候处理；D：若发生的是稳定性金属接地，接地点在发电机外部的励磁回路应立即消除；E：当确认接地点发生在发电机转子绕组内部时，禁止投入两点接地保护，带故障运行，须立即停机处理并切断励磁电流。 99、机组运行中，一台6kV负荷开关单相断不开，如何处理？ 答：因6kV系统为小电流接地系统，开关单相断不开时，只有很小的电容电流，在系统无接地、短路时，可以断开开关合闸电源，解除开关机械闭锁将开关拉至断路位置 100、采用分级绝缘的主变压器运行中应注意什么？ 答：一般对分级绝缘的变压器规定： 1) 只允许在中性点直接接地的系统投入使用。投入运行前，其中性点必须直接接地。 2) 如果几台变压器并联运行，投入运行后，若需将中性点断开时，必须投入零序过电压保护，且投入跳闸位置。 101、什么是发电机的轴电压及轴电流？ 答：在汽轮发电机组中，由于定子磁场的不平衡或转轴本身带磁，当出现交变磁通时，在转轴上感应出一定的电压，称为轴电压，轴电压由轴颈、油膜、轴承、机座及基础底层形成一个回路，就在此回路内产生一个很大的电流即为轴电流。 102、25项反措中，关于水内冷发电机的线圈及线圈出水温度是如何规定的？ 答：定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。 103、切换并列运行的主变压器的中性点接地刀闸如何操作？ 答：切换原则是保证电网不失去接地点，采用先合后拉的操作方法：1）合上备用接地点的隔离开关。2）拉开工作接地点的隔离开关。3）将零序保护切换到中性点接地的变压器上去。 104、电气设备有几种状态？分别是什么？ 答：电气设备有四种状态：运行状态→热备用状态→冷备用状态→检修状态 A：运行状态：设备的刀闸及开关均在合入位置，设备带电运行，相应保护投入运行。B：热备用状态：设备的刀闸在合入位置，开关在断开位置，相应保护投入运行。C：冷备用状态：设备的刀闸及开关均在断开位置，相应保护退出运行（属中调、区调所辖的调度范围内保护，按中调、区调令执行）。D检修状态：设备的刀闸及开关均在断开位置，并按《电业安全工作规程》要求已做好安全措施。相应保护退出运行（属中调、区调所辖的调度范围内保护，按中调、区调令执行）。 105、什么是电气设备的运行状态？ 答：运行状态：设备的刀闸及开关均在合入位置，设备带电运行，相应保护投入运行。 106、什么是电气设备的热备用状态？ 答：设备的刀闸在合入位置，开关在断开位置，相应保护投入运行。 107、“防误闭锁装置”应能实现的5种防误功能是什么？ 答：A：防止误分、合断路器； B：防止带负荷拉、合隔离开关； C：防止带地线合刀闸（开关）； D：防止带电接地线（合接地刀闸）。 E；防止误入带电间隔； 108、6kV小车开关是如何防止带负荷拉、合刀闸的？ 答：6kV小车开关只有在机械闭锁投入的情况下才能合闸，而6kV小车开关改变位置时必须解除机械闭锁，开关在合闸状态下，无法解除机械闭锁，从而也就不能改变小车位置，或者当解除开关闭锁时开关自动跳闸，从而防止了带负荷拉、合刀闸。 109、什么是手车开关的运行状态？ 答：手车开关有五种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态、试验状态、检修状态。 （1）运行状态 手车开关本体在“工作”位置，开关处于合闸状态，二次插头插好，开关操作电源、合闸电源均已投入，相应保护投入运行。 （2）热备用状态 手车开关本体在“工作”位置，开关处于分闸状态，二次插头插好，开关操作电源、合闸电源均已投入，相应保护投入运行。 （3）试验状态 手车开关本体在“试验”位置，开关处于分闸状态，二次插头插好，开关操作电源、合闸电源均已投入，保护投退不确定。 （4）冷备用状态 手车开关本体在“试验”位置，开关处于分闸状态，二次插头拔下，开关操作电源、合闸电源均未投入，相应保护退出运行。 （5）检修状态 手车开关本体在“检修”位置（在开关柜外），二次插头拔下，开关操作电源、合闸电源均未投入，相应保护退出运行，已做好安全措施。 110、常用开关的灭弧介质有哪几种？ 答：常用开关的灭弧介质有气体、液体、真空。 111、 什么是电力系统的静态稳定性？ 答：是电力系统静态稳定也称微变稳定性，它是指正常运行的电气系统受到很小的扰动将自动恢复到原来状态能力。 112、 什么是电力系统的动态稳定性？ 答：电力系统运行的动态稳定性是指当正常运行的电力系统受到较大的扰动？功率平衡到相当大的波动时，将过渡到一种新的运行状态或回到原来的运行状态，继续保持同步运行的状态。 113、 大型发电机采用离相封闭母线有什么优点？ 答： 1) 可靠性高。由于每相母线均封闭于相互隔离的外壳内，可防止发生相间短路故障。 2) 减小母线间的电动力，由于结构上具有良好的磁屏蔽性能，壳外几乎无磁场，故短路时母线相间的电动力可大为减小，一般认为只有敞开式母线电动力的1％左右。 3) 防止邻近母线处的钢构件严重发热，由于壳外磁场的减小，邻近母线处的钢构件为感应的涡流也会减小，涡流引起的发热损耗夜减小。 4) 安装方便，维护工作量少，整齐美观。 114、 发电机振荡的现象是什么？ 答：A：发电机的有功、无功剧烈摆动，B：定子电流剧烈摆动，C：发电机和母线电压指示偏低并剧烈摆动，控制室照明灯忽明明忽暗；D：励磁回路参数在正常值附近摆动；E：发电机发出躁声，其节奏与参数摆动合拍。 115、 主变压器分接开关由3档调至4档，对发电机的无功有什么影响？ 答：由于将主变压器分头调高使主变高压侧电压降低，相当于发变组系统输出无功能力降低，维持原来发电机出口电压不变，发电机无功负荷将降低。缺少的无功由并联的其他发变组系统供给。 116、 励磁调节器运行时，手动调整发电机无功负荷时应注意什么？ 答：增加无功负荷时，应注意转子和定子电流不超过规定值，不要使功率因数过低否则无功功率送出过多励磁电流过大，会使绕组过热，降低无功负荷时应注意勿使功率因数进相。 117、 在直流电路中，电感的感抗和电容的容抗各是多少？ 答：直流电路中电感电抗为0 容抗为无穷大。 118、 什么是三相电度表的倍率及实际电量？ 答：电度表用电压互感器的变比与电度表用电流互感器的变比的乘积就是电度表倍率。电度表的倍率与读数的乘积就是实际用电量。 119、 提高发电机的功率因数对发电机的运行有什么影响？ 答：由于功率因数的提高，使发电机无功降低，使发电机静态稳定性降低。 120、 采用三相发、供电设备有什么优点 答：三相交流电源，是由三个频率相同、振幅相等、相位依次互差120°的交流电势组成的电源。三相交流电较单相交流电有很多优点，它在发电、输配电以及电能转换为机械能方面都有明显的优越性。例如：制造三相发电机、变压器都较制造单相发电机、变压器省材料，而且构造简单、性能优良。又如，用同样材料所制造的三相电机，其容量比单相电机大50%；在输送同样功率的情况下，三相输电线较单相输电线，可节省有色金属25%，而且电能损耗较单相输电时少。由于三相交流电具有上述优点，所以获得了广泛应用。 121、 如何理解三相感应电动机铭牌中的额定功率？ 答：电动机的额定功率是指在额定运行时，轴上输出的机械功率，而乘积1.73UNINcosφN则是输入功率，两者相差电机各种损耗。即：额定功率=1.73UNINcosφη，η为电机效率。 122、 发电机发生非同期并列有什么危害？ 答：对与发电机及与其串联的主变压器、断路器等电气设备破坏极大。由于不满足同期条件，这时冲击电流很大，会使发电机、变压器受到巨大的电动力作用，并引起强烈的振动和发热，严重时会使发电机的绕组烧毁、端部线棒变形。 123、 发电机的短路试验目的何在？短路试验条件是什么？ 答：绘制励磁电流——发电机静子电流曲线，求取发电机同步电抗不饱和值与短路比。可用来判断励磁线圈有无匝间短路。（转子线圈存在匝间短路时，由于匝数减少，同样大的励磁电流，短路电流会减小。） 短路试验的条件：（1）检查发变组系统已恢复备用，刀闸动力电源，刀闸控制直流断开，厂用分支开关在断路位置；（2）检查试验用短路线已接好；（3）检查发电机内冷水、氢冷却器及主励冷却水投入正常；（4）母差保护用CT已短接或母差保护已退出；（5）退出发电机有关保护（发变组差动、发电机差动、失磁保护、负序保护、后备距离保护、母差及失灵等）只投入主励过流、发电机断水及发电机过压保护；（6）汽轮机定速3000rpm运行状态；（7）副励电压正常，GT在下限。

1、汽轮机在启停或运行中出现大轴弯曲的主要原因有哪些？机组启动过程中防止大轴弯曲运行采取的措施有哪些？ 造成大轴弯曲的主要原因： ⑴动静部分摩擦，启动时上下缸温差大，汽缸热变形，以及热态启动大轴存在热弯曲等。引起转子局部过热而弯曲。 ⑵处于热状态的机组，汽缸进冷汽、冷水，使转子上下部分出现过大温差，转子热应力超过材料的屈服极限，造成大轴弯曲。 ⑶转子原材料存在过大的残余内应力，在高温下工作一段时间后，内应力逐渐释放而造成大轴弯曲。 ⑷套装转子上套装件偏斜、卡涩和产生相对位移。有时叶片断落、转子产生过大的弯矩以及强烈振动，造成大轴弯曲。 ⑸运行管理不严格，如不具备启动条件而启动，出现振动及异常时处理不当。 启动中防止转子弯曲的措施如下： ⑴轴位移、振动保护正常投入。 ⑵高压缸上下温差在规定值内。 ⑶冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道和各联箱充分暖管暖箱。 ⑷启动要连续盘车2h以上，热态启动不少于4小时，并测量转子弯曲值不大于原始值0.02mm。 ⑸冲转过程中应严格监视机组各轴承振动。转速在1300r/min以下，轴承振动不超过0.03mm，通过临界转速时轴承振动不超过0.01mm，否则立即打闸停机。 ⑹因振动异常停机后，必须回到盘车状态，查明原因，符合启动条件，并连续盘车4h以上，正常后才能开机。 ⑺疏水系统畅通。 ⑻正确投入蒸汽加热装置，各项温差在规定范围内。 ⑼当锅炉燃烧不稳定时，应严格监视主蒸汽、再热蒸汽温度的变化，10min内主蒸汽或再热蒸汽温度上升或下降50℃，应打闸停机。 ⑽停机后注意对凝结器、加热器水位的监视，防止水或冷汽倒至汽缸。 ⑾高压加热器保护动作正常，投入运行。 2、停机过程中及停机后防止汽轮机进冷汽冷水的措施有哪些? ⑴负荷下降速度不应过快，汽缸金属温度下降率1～1.5℃。 ⑵注意汽温、汽压下降平稳，压力和温度相适应。 ⑶在滑停时，保持主蒸汽温度不小于50℃过热度，高压缸排汽温度不低于10℃过热度。 ⑷发现主再热汽温骤然下降在10分钟内下降50℃时，或汽缸内壁温度、主汽门内壁温度骤降时，应立即打闸停机。 ⑸汽机打闸后，检查高中压自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭。⑴开启汽缸本体疏水、调速汽门室疏水、高中压导管疏水。疏水系统畅通。。 ⑹汽机打闸后，检查高中压自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭。 ⑺监视高压缸排汽温度的变化，以以上截门不严，造成汽缸进水、进汽。 ⑻开启汽缸本体疏水、调速汽门室疏水、高中压导管疏水。疏水系统畅通。 ⑼监视汽缸上下温差，每小时记录一次高中压汽缸金属温度，发现异常及时查明原因。 ⑽监视加热器水位、凝结器水位、除氧器，防止汽轮机进水。 3、汽轮机叶片断裂的现象有哪些?运行中为防止叶片损坏应采取哪些措施？ 汽轮机叶片断裂时的现象： ⑴汽轮机内部或凝汽器内部产生突然的声响。 ⑵机组振动产生明显的变化，有时还会产生瞬间强烈的抖动。 ⑶当叶片损坏较多时，将使通流面积改变，蒸汽流量，调速汽门开度、监视段压力等都会发生变化。有时会引起推力瓦温度升高。有时会引起推力瓦温度升高。 ⑷叶片落入凝汽器，将凝汽器铜管打坏时，为凝结水硬度和导电度突然增大甚至，凝汽器水位增高。 ⑸停机惰走过程或盘车状态下，听到金属摩擦声，惰走时间减少。 运行中防止叶片损坏的措施： ⑴避免在频率偏高或偏低下运行，以防引起叶片在共振转速范围运行，造成共振断裂。 ⑵避免过负荷运行。 ⑶进汽参数应附符合要求，如汽压不应过高、汽温不应偏低、真空不应过高，以免加剧叶片的水蚀或引起过负荷。 ⑷避免机组动静摩擦事故发生。 ⑸保证蒸汽品质，避免叶片结垢，造成某些通流级段过负荷。 4、破环真空、紧急停机的主要操作步骤? ⑴在控制盘按下“危急按钮”或“SAT停机按钮”按，或在机头打闸停机。 ⑵启动调速油泵。调速系统漏油或油系统着火时，启动润滑油泵。 ⑶检查高、中压主汽门及调速汽门、高压排汽逆止阀关闭。 ⑷汽轮机转速应连续下降。 ⑸开凝汽器真空破坏门。 ⑹转子停止，立即投入盘车，记录惰走时间，检查盘车电流和大轴弯曲度，根据故障性质，确定是否恢复。 5、防止大轴弯曲，汽轮机启动前必须满足哪些条件? ⑴主蒸汽温度比高压内下缸温度高50℃以上，再热蒸汽温度接近主汽温度。 ⑵主蒸汽过热度大于50℃。 ⑶连续盘车运行不少于4小时。 ⑷高压外缸或中压缸上下温差小于50℃，高压内缸上下温差不大于35℃。 ⑸轴位移及高、中、低胀差在允许范围内。 ⑹主轴晃动值小于0.05mm，或不超过原始值的0.02mm。 ⑺轴振动大、轴承振动大停机保护投入。 ⑻主要仪表正常。 6、汽轮机发生水冲击的现象及及运行处理原则? 汽轮机发生水冲击的现象： ⑴主蒸汽或再热汽温急剧下降。 ⑵汽缸金属温度急剧下降。 ⑶清楚地听到主汽管和再热汽管内有冲击声。 ⑷机组振动突然增大，汽缸内部发生金属噪声和冲击声。 ⑸轴位移、胀差增大，推力瓦块温度升高。 ⑹从高压主汽门、中压主汽门、调速汽门门杆和高中压轴封端部、汽缸接合面处漏出白色湿蒸汽或溅出水珠。 汽轮机进水的处理： ⑴发现上述现象之一时，立即破坏真空故障停机。 ⑵开启主再热汽管、高中压调速汽门室、高中压调速汽门导管、汽轮机本体、抽汽管道所有疏水。 ⑶在惰走时间内，仔细倾听汽轮机内部声音，检查推力瓦温度、轴位移变化情况，正确记录惰走时间。 ⑷在惰走时间内，没有发现异常情况或进水原因查清，故障已消除时，经过充分疏水，符合启动条件后可再启动。 ⑸在启动过程中特别注意推力轴承温度、胀差、轴位移、振动及内部声音变化，发现异常立即停机查明原因。 ⑹如在启动过程中，内部声音异常或振动增大应立即停机检查。 ⑺如果水冲击时，推力轴承温度，轴位移超过规定值，或惰走时间较正常明显缩短，不应再启动，应检查推力轴承或汽轮机内部。 7、汽轮机真空严密性试验? ⑴不低于额定负荷的80%，保持稳定。 ⑵关闭运行抽气器的空气门。记录凝结器真空。 ⑶以后每分钟记录一次凝汽器真空，6分钟后结束试验，开启抽气器空气门。 取后5分钟的平均值作为测试结果。 ⑷真空下降率小于0.4kPa/min（0.27kPa）为合格。 ⑸在试验过程中，真空下降过快超过6.7kPa/min或低于86kPa（84.7kPa）、排汽温度高于60℃（52℃）时，应立即开启抽气器空气门，停止试验， 8、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？ 200MW机组发电机漏氢检测点有发电机出口ABC三相、中性点、氢冷却器回水管、内冷水回水管、内冷水箱、发电机机侧回油管、发电机励侧回油管共9个测点。 励端轴承回油含氢量大处理：（200MW机组） （1）应检查励端空、氢侧密封油压是否在正常范围内。 （2）当空侧油压降低，差压阀不能保持油氢差压时，应用旁路门调整油氢压差在0.03～0.05MPa （3）当氢侧油压降低，平衡阀不能保持空氢侧油压差时应用旁路门调整压差在1kPa。 （4）空或氢侧密封油母管油压降低时，检查油泵和安全门工作是否正常，可倒换油泵，调整安全门，或用手动再循环门调整油压。 （5）密封油泵出口油压正常滤网前后压差增大时，说明滤网堵塞，应倒备用滤网运行并清扫滤网。 （6）如密封瓦间隙增大或损坏造成油氢差压降低时，应关闭密封油泵再循环门并起动空侧乙直流油泵或射油器提高油压，仍不能维持应降低氢压至油氢压差合格，如氢压不能维持下降过快，应报告值长申请停机。 250MW、125MW机组： （1）检查密封油压是否正常。 （2）密封油压降低，差压阀不能保持油氢差压时，应用旁路门调整油氢压差在0.02～0.035MPa。 （3）密封油泵出口降低时，检查油泵和安全门工作是否正常，可倒换油泵、调整安全门。 （4）密封油泵油压正常滤网前后压差增大时，说明滤网堵塞，应倒活动滤网，无效时倒旁路运行并清扫滤网。 （5）如密封瓦间隙增大或损坏造成油氢差压降低，不能维持时应降低氢压至油氢压差合格，如氢压不能维持下降过快，应报告值长申请停机。 9、热态启动时，为什么先投轴封后抽真空? 机组热态启动时，汽轮机的汽缸和转子处于高温状态，如果先抽真空，会使冷空气从轴封处进入汽缸内，特别会使转子主轴局部冷却，造成轴径外表面和内表面过大的温差，会使轴封处冷却，造成轴封片冷却，轴封径向间隙减小，引起动静摩擦，使轴封片磨损；同时，会造成设备附近的杂物抽入轴封，加剧轴封的磨损。故在机组热态启动时，必须先投轴封后抽真空。 10、简述除氧器的工作原理?除氧器出口含氧量升高有哪些原因？ 热力除氧器的基本原理是基于气体的溶解定律——亨利定律，当气体和水处于平衡状态时，某种气体在水中的溶解量与水面上该气体的分压力成正比。 根据以上原理如果能把水面上氧气分压力减少，则水中溶解时氧气量也减少，因此把除氧水的水温加热到该压力（指除氧器压力）的饱和温度，水中的气体分子就要逸出水面，进而把水面上气体分子及时排除掉就能达到除氧的目的。 除氧器出口含氧量升高的原因： ⑴进水温度过低，进水量过大。 ⑵进水含氧量增大。 ⑶进汽量不足。 ⑷向空排气截门开度不适当。 ⑸喷雾除氧器喷嘴堵塞或进水压力不足，造成雾化不好。 11、除氧器水位升高现象及处理方法? 现象： （1）除氧器水位高报警； （2）除氧器水温度下降； （3）抽汽管发生水冲击； （4）除氧器振动； （5）空气管带水。 处理： （1）开启放水门（事故放水门）放水，降低除氧器水位至正常； （2）检查凝结器水位，除氧器水位调整门和凝结器水位调整门是否正常，异常时倒旁路运行。 （3）发现有汽轮机进水象征时，立即打闸停机。 12、大型汽轮机为什么要低负荷运行一段时间后再进行超速试验？ 运行中汽轮机转子应力是离心力和热应力的迭加，在超速试验时离心力的增加正比于转速的平方，超速试验时汽轮机转子应力比额定转速下高25%。汽轮机冷态启动刚刚定速时，转子中心孔内壁温度很低，处于低温脆性转变温度以下，这时超速转子的附加应力要增加。带25%额定负荷运行三小时后，转子中心孔温度可以达到低温脆性转化温度以上，可以达到抵抗超速运行所产生的应力，满足超速试验要求。 13、汽轮机主油箱油位下降的原因有哪些? ⑴主油箱放油门和事故放油门不严密或误开。 ⑵净油器及管道放油不严密或误开。 ⑶净油器过滤油泵到油位高限不能自启动将油打入主油箱。 ⑷主冷油器和密封冷油器铜管泄漏。 ⑸油降温低，油位也有所降低。 ⑹轴承油挡漏油。 ⑺密封油箱或密封油真空油箱满油或发电机油水继电器有油。 ⑻油位计卡涩或不准。 ⑼油系统其他部套泄漏。 ⑽冷油器放油门不严或误开。 14、在缸温较高的情况下，盘车因故停运，应如何处理? 在缸温较高的情况下，因故不能连续盘车时，高压内缸下内壁金属温度在350℃以上时，停盘车时间不超过3分钟；高压内缸下内壁金属温度在200℃以上时，停用时间15～20分钟；在150℃以上时停盘车不超过30分钟。 连续盘车停止再投入时，应先盘180°，然后根据转子弯曲度再倒连续盘车。200℃以下可倒连续盘车。如由于汽缸内部摩擦等原因，盘车投不上时，禁止用天车强行盘车。 中断盘车后，在转子上的相应位置做好记号并记住停止盘车时间，每隔30分钟转动转子180°，当盘车装置恢复使用时，在最后一次转动转子180°且停留原间隔时间的一半后，再投入盘车装置，并检查转子偏心度及盘车电流、机内声音应正常。 15、汽轮机超速保护有哪几种？如何作机械超速试验？合格标准是什么？ （1）汽轮机超速保护有OPC、AST超速、机械超速、电超速保护 （2）机械超速试验： A、将后备手操盘上OPC钥匙开关倒“切除”位，解除电超速保护（AST超速）； B、按DEH控制主画面中的“超速试验”按钮，弹出操作端； C、#1、#2飞锤的试验分别进行； D、做#1危急保安器超速试验，按“#2杠杆移开”按钮并执行，“#2杠杆移开”钮变红，#2危急保安器杠杆移开； E、按“机械超速试验”按钮并执行，“机械超速试验”变红。DEH自动将目标转速设置为3360rpm，3200rpm以下升速率200rpm，3200以上升速率100rpm； F、当转速升至3240～3300rpm，#1危急保安器飞锤动作，高、中压主汽门调速汽门关闭，汽机掉闸，发出声光信号； G、注意汽轮机转速下降； H、当转速至3060rpm，点击“挂闸/复位”钮，并执行。复归数字转速表，并点击“机组启停”操作断，按“开主汽门”钮并执行； I、点击“升速控制”按钮，弹出操作端并执行。检查目标转速3000rpm，升速率200rpm；转速至3000rpm定速，按“取消”钮，“#2杠杆移开”钮变白，#2杠杆复位； J、超速试验每隔飞锤进行两次； K、#1飞锤试验完后，再用同样方法试验#2飞锤； L、试验完毕，将后备手操盘上OPC钥匙开关打“投入”位置，投入AST超速保护。 （3）合格标准： a、危急保安器动作动作转速200MW机组在3240r～3300r/min；125MW、250MW在3300-3330r/min b、 速试验每个飞锤进行两次，每次动作转速之差不超过0.6％。 16、汽轮机运行中，推力瓦温度高有哪些原因，如何调整？ 推力瓦温升高原因： （1）测量元件坏； （2）润滑油温度高 （3）润滑油压降低，轴承进油量少或回油不畅 （4）油质恶化 （5）汽轮机过负荷 （6）推力轴承磨损 （7）汽轮机发生水冲击 （8）汽轮机叶片结垢 （9）机组突然甩负荷 （10）加热器停止 如何调整： （1）找热工进行检查更换元件 （2）降低润滑油温 （3）润滑油压下降时及时开启备用油泵 （4）润滑油质恶化及时滤油或换油 （5）汽轮机过负荷或加热器停运引起推力瓦温升高要降低机组负荷 （6）汽轮机发生水冲击时立即停机 17、在哪些情况下汽轮机不破坏真空故障停机？ 见运行规程 18、凝结器真空缓慢下降的处理？ 1) 因循环水量不足及时增开循环泵。 2) 抽气器工作不正常时倒换备用抽气器运行。 3) 凝结器水位升高及时调整凝结水位调整门，或将备用凝结泵开启将凝结器水位调至正常。 4) 轴封压力低时及时调整轴封泄汽或入汽调整门使轴封压力至正常范围。 5) 当真空系统管道和阀门不严时要对重点进行检查，或停机后灌水找漏。 6) 凝结器二次滤网堵时，即使冲洗或清扫。 19、汽轮机油系统润滑油漏油如何处理？ （1）当润滑油压力油管外部漏油时可采用堵塞或打卡子的方法进行消除，若无法消除大量跑油润滑油压无法维持正常油压时应立即故障停机，在停机时要注意主油箱油位，加注新油以维持轴承不断油。 （2）主冷却油器铜管泄漏应立即倒备用冷油器运行，对泄漏冷油器进行隔绝。 20、机组运行中，单台循环水泵停运后出口门未联关如何处理？ （1）在逆止门不严时会造成循环水倒流，循环水压力低，真空下降。 （2）应手动关该循环泵出口门，当循环泵出口门故障不能关时，根据真空下降情况，应增开循环泵，提高循环水压力。必要时降机组负荷，维持凝结器真空在规定范围内。 （3）当循环泵因倒流造成倒转时，应设法关闭出口门或在允许情况下用联络门隔绝循环水泵，消除缺陷。 21、旁路系统操作时的注意事项有什么？ （1）一、二级旁路保护投入。 （2）启动时先投入一级旁路，后投二级旁路。 （3）投入旁路时，应进行疏水，防止撞管冲击。 （4）投入二级旁路时，注意真空下降不应过快。如果下降过快应立即关闭二级旁路减压阀。 （5）随主蒸汽压力升高，逐渐开大一、二级旁路。 （6）注意一级旁路后压力不应过高，冲转前再热汽压力不超过0.2（0.5） MPa。 （7）注意一、二级旁路温度，调整减温水使温度在规定范围内。 （8）停机负荷降至20MW投入一、二级旁路，注意压力正常。 （9）在打闸后，一、二级旁路运行15分钟后关闭。 22、锅炉点火后汽机冲转前的主要工作？ 1) 开左、右电动主闸门； 2) 主汽压力达0.2（0.5）MPa时投入一级旁路；再热汽压力达0.098（0.2）MPa时投入二级旁路； 3) 启动调速油泵和抗燃油泵； 4) 主汽压力达2.0（0.5）时送轴封、抽真空。（3、4号机） 5) 高压内缸上内壁温度在130℃以下时应进行盘车暖机；（3、4号机除外） 6) 投入DEH 7) 主汽温度高于调速汽门室温度24℃时，暖调门室。（1-4号机） 8) 投入各项停机保护； 9) 全面检查机组系统情况，并做好冲转前的有关记录。； 23、正常停机前的准备工作有哪些？ 1) 试验调速油泵和交、直流润滑油泵； 2) 试验顶轴油泵及盘车电机； 3) 开启炉连排向空门，关闭连排至除氧器入汽门； 4) 停止油净化器及滤油机； 5) 采暖回收至本机时应倒其他机组或地沟（3、4、6、7号机） 24、两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给水泵未联动的现象及处理? 现象： （1）“甲（或乙）给水泵掉闸”报警。 （2）掉闸泵转速下降至0，出口门关闭，给水泵辅助油泵自启动，汽泵疏水门连锁打开，； （3）给水流量下降50%。未掉闸给水泵指令自动加至最大，汽包水位下降； （4）除氧器或凝结器水位升高。 处理： （1）立即手动启动备用给水泵； （2）根据汽包水位降低负荷； （3）电动给水泵启动正常，可停止降低负荷； （4）电动给水泵不能启动，则降负荷至120MW以下； （5）注意监视汽温、汽压、汽轮机差胀、振动、轴位移等参数的变化； （6）查找给水泵掉闸原因，如汽泵可以启动时，可重新启动汽泵带负荷； （7）通知相关检修人员处理汽泵掉闸及电泵不启缺陷。 25、运行中高压加热器满水的现象及危害？ 现象： （1）高加水位高报警、倒旁路运行； （2）高加出口水温低； （3）汽侧安全门动作； （4）高加倒旁路后引起负荷波动 危害 （1）高加满水会造成管束未被淹没，减少蒸汽与管束的接触面积，减少了蒸汽的放热空间，给水在高加中吸热减少，降低给水温升，使热效率下降。 （2）满水可能造成汽轮机进水。

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