中国大唐集团公司集控运行全能值班上岗考试题库一、 简答题 1. 何谓水锤?有何危害?如何防止?
在压力管路中，由于液体流速的急剧变化，从而造成管中的液体压力显著、反复、迅速地变化，对管道有一种“锤击”的特征，这种现象称为水锤(或叫水击)。
水锤有正水锤和负水锤之分，它们的危害有：
正水锤时，管道中的压力升高，可以超过管中正常压力的几十倍至几百倍，以致管壁产生很大的应力，而压力的反复变化将引起管道和设备的振动，管道的应力交变变化，将造成管道、管件和设备的损坏。
负水锤时，管道中的压力降低，也会引起管道和设备振动。应力交递变化，对设备有不利的影响，同时负水锤时，如压力降得过低可能使管中产生不利的真空，在外界压力的作用下，会将管道挤扁。
为了防止水锤现象的出现，可采取增加阀门起闭时间，尽量缩短管道的长度，在管道上装设安全阀门或空气室，以限制压力突然升高的数值或压力降得太低的数值。
2. 何谓疲劳和疲劳强度?
在工程实际中，很多机器零件所受的载荷不仅大小可能变化，而且方向也可能变化，如齿轮的齿，转动机械的轴等。这种载荷称为交变载荷，交变载荷在零件内部将引起随时间而变化的应力，称为交变应力。零件在交变应力的长期作用下，会在小于材料的强度极限σb甚至在小于屈服极限σb的应力下断裂，这种现象称为疲劳。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极限或疲劳强度。
3. 造成汽轮机热冲击的原因有哪些?
汽轮机运行中产生热冲击主要有以下几种原因：
(1)起动时蒸汽温度与金属温度不匹配。一般起动中要求起动参数与金属温度相匹配，并控制一定的温升速度，如果温度不相匹配，相差较大，则会产生较大的热冲击。
(2)极热态起动时造成的热冲击。单元制大机组极热态起动时，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，额定满负荷工况运行的汽轮机甩去较大部分负荷，则通流部分的蒸汽温度下降较大，汽缸、转子受冷而产生较大热冲击。突然加负荷时，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。
4. 汽轮机起、停和工况变化时，哪些部位热应力最大?
汽轮机起、停和工况变化时，最大热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。
5. 汽轮机本体主要由哪几个部分组成?
汽轮机本体主要由以下几个部分组成；
(1)转动部分：由主轴、叶轮、轴封和安装在叶轮上的动叶片及联轴器等组成。
(2)固定部分：由喷嘴室汽缸、隔板、静叶片、汽封等组成。
(3)控制部分：由调节系统、保护装置和油系统等组成。
6. 为什么排汽缸要装喷水降温装置?
在汽轮机起动、空载及低负荷时，蒸汽流通量很小，不足以带走蒸汽与叶轮摩擦产生的热量．从而引起排汽温度升高，排汽缸温度也升高。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，严重时会引起机组振动或其它事故。所以，大功率机组都装有排汽缸喷水降温装置。
小机组没有喷水降温装置，应尽量避免长时间空负荷运行而引起排汽缸温度超限。
7. 为什么汽轮机第一级的喷嘴安装在喷嘴室，而不固定在隔板上?
第一级喷嘴安装在喷嘴室的目的是：
(1)将与最高参数的蒸汽相接触的部分尽可能限制在很小的范围内，使汽轮机的转子、汽缸等部件仅与第一级喷嘴后降温减压后的蒸汽相接触。这样可使转子、汽缸等部件采用低一级的耐高温材料。
(2)由于高压缸进汽端承受的蒸汽压力较新蒸汽压力低，故可在同一结构尺寸下，使该部分应力下降，或者保持同一应力水平，使汽缸壁厚度减薄。
(3)使汽缸结构简单匀称，提高汽缸对变工况的适应性。
(4)降低了高压缸进汽端轴封漏汽压差，为减小轴端漏汽损失和简化轴端汽封结构带来一定好处。
8. 防止叶轮开裂扣主轴断裂应采取哪些措施?
防止叶轮开裂和主轴断裂应采取措施有以下几点。
(1）首先应由制造厂对材料质量提出严格要求，加强质量检验工作。尤其是应特别重视表面及内部的裂纹发生，加强设备监督。
(2)运行中尽可能减少起停次数，严格控制升速和变负荷速度，以减少设备热疲劳和微观缺陷发展引起的裂纹，要严防超压、超温运行，特别是要防止严重超速。
9. 汽轮机为什么会产生轴向推力?运行中轴向推力怎样变化?
纯冲动式汽轮机动叶片内蒸汽没有压力降，但由于隔板汽封的漏汽，使叶轮前后产生一定的压差，且一般的汽轮机中，每一级动叶片蒸汽流过时都有大小不等的压降．在动叶叶片前后产生压差。叶轮和叶片前后的压差及轴上凸肩处的压差使汽轮机产生由高压侧向低压侧、与汽流方向一致的轴向推力。
影响轴向推力的因素很多，轴向推力的大小基本上与蒸汽流量的太小成正比，也即负荷增大时轴向推力增大。
需指出，当负荷突然减小时，有时会出现与汽流方向相反的轴向推力。
10. 什么是汽轮机膨胀的“死点”，说出你厂汽轮膨胀死点的位置?
横销引导轴承座或汽缸沿横向滑动并与纵销配合成为膨胀的固定点，称为“死点”。也即纵销中心线与横销中心线的交点。“死点”固定不动，汽缸以“死点”为基准向前后左右膨胀滑动。
11. 汽轮机主轴承主要有哪几种结构型式?
汽轮机主轴承主要有四种：
(1)圆筒瓦支持轴承。
(2)椭圆瓦支持轴承。
(3)三油楔支持轴承。
(4)可倾瓦支持轴承。
12. 汽轮机油油质劣化有什么危害?
汽轮机油质量的好坏与汽轮机能否正常运行关系密切。油质变坏使润滑油的性能和油膜力发生变化，造成各润滑部分不能很好润滑，结果使轴瓦乌金熔化损坏；还会使调节系统部件被腐蚀、生锈而卡涩，导致调节系统和保护装置动作失灵的严重后果。所以必须重视对汽轮机油质量的监督。
13. 调节系统一般应满足哪些要求?
调节系统应满足如下要求：
(1)当主汽门全开时，能维持空负荷运行。
(2)由满负荷突降到零负荷时，能使汽轮机转速保持在危急保安器动作转速以下。
(3)当增、减负荷时，调节系统应动作平稳，无晃动现象。
(4)当危急保安器动作后．应保证高、中压主汽门、调节汽门迅速关闭。
(5)调节系统速度变动率应满足要求(一般在4%～6％)，迟缓率越小越好，一般应在0.5％以下。
14. 调节系统迟缓率过大，对汽轮机运行有什么影响?
调节系统迟缓率过大造成对汽轮机运行的影响有：
(1)在汽轮机空负荷时；由于调节系统迟缓率过大，将引起汽轮机的转速不稳定，从而使并列困难。
(2)汽轮机并网后，由于迟缓率过大，将会引起负荷的摆动。
(3)当机组负荷骤然甩至零时，因迟缓率过大、使调节汽门不能立即关闭，造成转速突升，致使危急保安器动作。如危急保安器有故障不动作，那就会造成超速飞车的恶性事故。
15. 何谓调节系统动态特性试验?
调节系统的动态特性是指从一个稳定工况过渡到另一个稳定工况的过渡过程的特性，即过程中汽轮机组的功率、转速、调节汽门开度等参数随时间的变化规律。汽轮机满负荷运行时，突然甩去全负荷是最大的工况变化，这时汽轮机的功率、转速、调节汽门开度变化最大。只要这一工况变动时，调节系统的动态性能指标满足要求，其他工况变动也就能满足要求，所以动态特性试验是以汽轮机甩全负荷为试验工况。即甩全负荷试验就是动态特性试验。
16. 什么是凝汽器的极限真空?
凝汽设备在运行中应该从各方面采取措施以获得良好真空。但真空的提高也不是越高越好，而有一个极限。这个真空的极限由汽轮机最后一级叶片出口截面的膨胀极限所决定。当通过最后一级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，反而会降低经济效益。
筒单地说，当蒸汽在末级叶片中的膨胀达到极限时，所对应的真空称为极限真空，也有的称之为临界真空。
17. 什么是凝汽器的最有利真空?
对于结构已确定的凝汽器，在极限真空内，当蒸汽参数和流量不变时，提高真空使蒸汽在汽轮机中的可用焓降增大，就会相应增加发电机的输出功率。但是在提高真空的同时，需要向凝汽器多供冷却水，从而增加循环水泵的耗功。由于凝汽器真空提高，使汽轮机功率增加与循环水泵多耗功率的差数为最大时的真空值称为凝汽器的最有利真空(即最经济真空)。
18. 凝汽器胶球清洗收球率低有哪些原因?
收球率低的原因如下：
(1)活动式收球网与管壁不密合，引起“跑球”。
(2)固定式收球网下端弯头堵球，收球网污脏堵球。
(3)循环水压力低、水量小，胶球穿越铜管能量不足，堵在管口。
(4)凝汽器进口水室存在涡流、死角，胶球聚集在水室中。
(5)管板检修后涂保护层，使管口缩小，引起堵球。
(6)新球较硬或过大，不易通过铜管。
(7)胶球比重太小，停留在凝汽器水室及管道顶部，影响回收。胶球吸水后的比重应接近于冷却水的比重。
19. 高压加热器一般有哪些保护装置？
高压加热器的保护装置一般有如下几个：水位高报警信号，危急疏水门，给水自动旁路，进汽门、抽汽逆止门联动关闭，汽侧安全门等。
20. 除氧器发生“自生沸腾”现象有什么不良后果?
除氧器发生“自生沸腾”现象有如下后果：
(1)除氧器发生“自生沸腾”现象，使除氧器内压力超过正常工作压力，严重时发生除氧器超压事故。
(2)原设计的除氧器内部汽水逆向流动受到破坏，除氧塔底部形成蒸汽层，使分离出来的气体难以逸出，因而使除氧效果恶化。
21. 除氧器滑压运行有哪些优点?
除氧器滑压运行最主要的优点是提高了运行的经济性。这是因为避免了抽汽的节流损失；低负荷时不必切换压力高一级的抽汽，投资节省；同时可使汽轮机抽汽点得到合理分配，使除氧器真正作为一级加热器用，起到加热和除氧两个作用，提高机组的热经济性。另外还可避免出现除氧器超压。
22. 泵的主要性能参数有哪些?并说出其定义和单位。
泵的主要性能参数有：
扬程:单位重量液体通过泵后所获得的能量。用H表示，单位为m。
流量:单位时间内泵提供的液体数量。有体积流量Q，单位为m3／s。有质量流量G，单位为kg／s。
转速:泵每分钟的转数。用n表示，单位为r／min。
轴功率:原动机传给泵轴上的功率。用P表示，单位为kW。
效率:泵的有用功率与轴功率的比值。用η表示。它是衡量泵在水力方面完善程度的一个指标。
23. 准备开机前应先对主、辅设备检查哪些项目?
准备开机前应先对主、辅设备检查项目如下：
(1)检查并确认所有的检修工作全部结束。
(2)工具、围栏、备用零部件都已收拾干净。
(3)所有的安全设施均已就位(接地装置、保护罩，保护盖)。
(4)拆卸下来的保温层均已装复，工作场所整齐清洁。
(5)检查操作日志，在机组主、辅机上赖以从事检修工作依据的检修工作票已经注销。
24. 滑参教起动主要应注意什么问题?
滑参数起动应注意如下问题：
(1)滑参数起动中，金属加热比较剧烈的时间一般在低负荷时的加热过程中，此时要严格控制新蒸汽升压和升温速度。
(2)滑参数起动时，金属温差可按额定参数起动时的指标加以控制。起动中有可能出现差胀过大的情况，这时停止新蒸汽升温、升压，使机组在稳定转速下或稳定负荷下停留暖机，还可以调整凝汽器的真空或用增大汽缸法兰加热进汽量的方法加以调整金属温差。
25. 起动前进行新蒸汽暖管时应注意什么?
起动前进行新蒸汽暖管时应注意如下事项：
(1)低压暖管的压力必须严格控制。
(2)升压暖管时，升压速度应严格控制。
(3)主汽门应关闭严密，防止蒸汽漏人汽缸。（电动主汽门后的防腐门）调节汽门和自动主汽门前的疏水应打开。
(4)为了确保安全，暖管时应投人连续盘车。
(5)整个暖管过程中．应不断地检查管道、阀门有无漏水、漏汽现象，管道膨胀补偿，支吊架及其它附件有无不正常现象。
26. 起动前向轴封莲汽要注意什么问题?
轴封送汽应注意下列问题：
(1)轴封供汽前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽。
(2)必须在连续盘车状态下向轴封送汽。热态起动应先送轴封供汽，后抽真空。
(3)向轴封供汽时间必须恰当，冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大，或使胀差增大。
(4)要注意轴封送汽的温度与金属温度的匹配。热态起动最好用适当温度的备用汽源，有利于胀差的控制，如果系统有条件将轴封汽的温度调节，使之高于轴封体温度则更好，而冷态起动轴封供汽最好选用低温汽源。
(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、振动等。
27. 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)起动机组时，汽缸与法兰加热装置投用不当，加热汽量过大或过小（有的机组无此装置）。
(2)暖机过程中，升速率太快或暖机时间过短。
(3)正常停机或滑参数停机时，汽温下降太快。
(4)增负荷速度太快。
(5)甩负荷后，空负荷或低负荷运行时间过长。
(6)汽轮机发生水冲击。
(7)正常运行过程中，蒸汽参数变化速度过快。
28. 汽轮机起动与停机时，为什么要加强汽轮机本体及主、再热蒸汽管道的疏水?
汽轮机在冷态起动过程中，汽缸金属温度较低，进人汽轮机的主蒸汽温度及再热蒸汽温度虽然选择得较低，但均超过汽缸内壁温度较多。蒸汽与汽缸温度相差超过200℃。暖机的最初阶段，蒸汽对汽缸进行凝结放热，产生大量的凝结水，直到汽缸和蒸汽管道内壁温度达到该压力下的饱和温度时，凝结放热过程结束，凝结疏水量才大大减少。
在停机过程中，蒸汽参数逐渐降低，特别是滑参数停机，蒸汽在前几级做功后，蒸汽内含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽缸四周，负荷越低，蒸汽含水量越大。
另外汽轮机打闸停机后，汽缸及蒸汽管道内仍有较多的余汽凝结成水。
由于疏水的存在，会造成汽轮机叶片水蚀，机组振动，上下缸产生温差及腐蚀汽缸内部，因此汽轮机起动或停机时，必须加强汽轮机本体及蒸汽管道的疏水。
29. 汽轮机差胀正值过大有哪些原因?
汽轮机差胀正值大的原因：
(1)起动暖机时间不足，升速或增负荷过快。
(2)汽缸夹层、法兰加热装置汽温太低或流量较小，引起加热不足（有的机组无此装置）。
(3)进汽温度升高。
(4)轴封供汽温度升高，或轴封供汽量过大。
(5)真空降低，引起进入汽轮机的蒸汽流量增大。
(6)转速变化。
(7)调节汽门开度增加，节流作用减小。
(8)滑销系统或轴承台板滑动卡涩，汽缸胀不出。
(9)轴承油温太高。
(10)推力轴承非工作面受力增大并磨损，转子向机头方向移动。
(11)汽缸保温脱落或有穿堂冷风。
(12)多缸机组其他相关汽缸差胀变化，引起本缸差胀变化。
(13)双层缸夹层中流入冷汽或冷水。
(14)差胀指示表零位不准，或频率、电压变化影响。
30. 汽轮机差胀负值过大有哪些原因?
(1)负荷下降速度过快或甩负荷。
(2)汽温急剧下降。
(3)水冲击。
(4)轴封汽温降低。
(5)汽缸夹层、法兰加热装置加热过度（有的机组无此装置）。
(6)进汽温度低于金属温度。
(7)轴向位移向负值变化。
(8)轴承油温降低。
(9)双层缸夹层中流入高温蒸汽(进汽短管漏汽)。
(10)多缸机组相关汽缸差胀变化。
(11)差胀表零位不准或受周率、电压变化影响。
31. 滑参数停机有哪些注意事项?
滑参数停机应注意事项如下：
(1)滑参数停机时，对新蒸汽的滑降有一定的规定，一
般高压机组新蒸汽的平均降压速度为0.02～0.03MPa／min,平均降温速度为1.2～1.5℃／min。较高参数时，降温、降压速度可以较快一些；在较低参数时，降温、降压速度可以慢一些。
(2)滑参数停机过程中，新蒸汽温度应始终保持50℃以上的过热度，以保证蒸汽不带水。
(3)新蒸汽温度低于法兰内壁温度时，可以投入法兰加热装置，应使混温箱温度低于法兰温度80～100℃，以冷却法兰（有的机组没有此装置）。
(4)滑参数停机过程中不得进行汽轮机超速试验。
(5)高、低压加热器在滑参数停机时应随机滑停。
32. 为什么停机时必须等真空到零．方可停止轴封供汽?
如果真空未到零就停止轴封供汽，则冷空气将自轴端进入汽缸，使转子和汽缸局部冷却，严重时会造成轴封摩擦或汽缸变形，所以规定要真空至零，方可停止轴封供汽。
33. 盘车过程中应注意什么问题?
(1)监视盘车电动机电流是否正常，电流表指示是否晃动。
(2)定期检查转子弯曲指示值是否有变化。
(3)定期倾听汽缸内部及高低压汽封处有无摩擦声。
(4)定期检查润滑油泵的工作情况。
34. 停机后应做好哪些维护工作?
停机后的维护工作十分重要，停机后除了监视盘车装置的运行外，还需做好如下工作：
(1)严密切断与汽缸连接的汽水来源，防止汽水倒入汽缸，引起上下缸温差增大，甚至设备损坏。
(2)严密监视低压缸排汽温度及凝汽器水位，加热器水位，严禁满水。
(3)注意发电机转子进水密封支架冷却水，防止冷却水中断，烧坏盘根（有的机组无）。
(4)锅炉泄压后，应打开机组的所有疏水门及排大气阀门；冬天应做好防冻工作，所有设备及管道不应有积水。
35. 冷油器停运检修的操作步骤?
(1)检查运行冷油器工作正常。
(2)将冷油器油门开锁。
(3)缓慢关闭冷油器滤网出油门，检查润滑油压、油温应正常。
(4)关闭冷油器进油门。如清理冷油器出油滤网，应关闭冷油器滤网进油门。
(5)关闭冷油器冷却水进水门。
(6)关闭冷油器冷却水出水门。
(7)开启冷油器水侧放水门。
(8)如需放油时，开启油侧放油门，注意润滑油压、油箱油位不应下降，否则应关闭油侧放油门，查明原因。
36. 高压加热器水侧投用步骤是怎样的?
(1)检查高加备用良好，具备投入条件。
(2)开启高加注水门。注水过程中注意控制温升速度在规定范围之内。
(3)水侧起压后，关闭高加注水门，进行水侧查漏。
(4)水侧查漏结束，开启高加出水门。
(5)开启高加进水门。
(6)投入高加水位保护。
37. 破坏真空紧急停机的条件有哪些?
(1)汽轮机转速升至3360r／min，危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。
(2)机组发生强烈振动或设备内部有明显的金属摩擦声，轴封冒火花，叶片断裂。
(3)汽轮机水冲击。
(4)主蒸汽管、再热蒸汽管、高压缸排汽管，给水的主要管道或阀门爆破。
(5)轴向位移达极限值，推力瓦块温度急剧上升到规程规定跳机值时。
(6)轴承渭滑油压降至极限值，起动辅助油泵无效。
(7)任一轴承回油温度上升至规程规定跳机值保护未动时。
(8)任一轴承断油、冒烟。
(9)油系统大量漏油、油箱油位降到停机值时。
(10)油系统失火不能很快扑灭时。
(11)发电机、励磁机冒烟起火或内部氢气爆炸时。
(12)主蒸汽、再热蒸汽温度10min内下降50℃以上(视情况可不破坏真空)。
(13)高压缸差胀达极限值时。
38. 油箱油位升高的原因有哪些? 应如何处理?
油箱油位升高的原因是油系统进水，使水进人油箱。油系统进水可能是下列原因造成的：
(1)轴封汽压太高。
(2)轴封加热器真空低。
(3)停机后冷油器水压大于油压。
油箱油位升高应做如下处理：
(1)发现油箱油位升高，应进行油箱底部放水。(2)通知化学，化验油质。
(3)调小轴封汽量，提高轴封加热器真空。
(4)停机后，停用润滑油泵前，应关闭冷油器进水门。
1. 什么叫金属的低温脆性转变温度？
低碳钢和高强度合金钢在某些温度下有较高的冲击韧性，但随着温度的降低，其冲击韧性将有所下降。冲击韧性显著下降时的温度称为金属的低温脆性转变温度，也就是脆性断口占50%时的温度
2. 汽轮机汽缸的上、下缸存在温差有何危害？
上、下缸存在温差将引起汽缸变形，通常是上缸温度高于下缸温度，因而上缸变形大于下缸变形，使汽缸向上拱起，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦，损坏设备。另外，还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象，使轴向间隙变化，甚至引起轴向动静摩擦
3. 凝结水泵检修后恢复备用的操作步骤?
(1)检查确认凝结水泵检修工作完毕，工作票已收回，检修工作现场清洁无杂物。
(2)开启检修泵密封水门。
(3)开启检修泵冷却水门。
(4)缓慢开启检修泵壳体抽空气门，检查泵内真空建立正常。
(5)开启检修泵进水门。
(6)检修泵电机送电。
(7)开启检修泵出水门。
（8）投入凝结水泵联锁开关，检修泵恢复备用
4. 叙述大型调速给水泵启动前应具备的条件?
(1)现场清洁无杂物，无检修工作票。
(2)除氧器补水至正常水位，水质合格。
(3)给水泵注水放空气。
(4)密封水、冷却水正常。
(2)根据除氧器水温确定暖泵系统是否投入。
(3)有关阀门、仪表、保护装置的电源及气源已送好，经试验确认工作正常。
(4)给水泵出口门关闭，再循环门开启。
(8)调节器调节装置(或汽动给水泵转速控制装置)手动、自动试验均正常且灵活，置于下限。
(9)润滑油系统投入运行，油压、油温、油箱油位正常。
(10)给水泵电机测绝缘合格并送电
5. 冷油器检修后投入运行的操作步骤?
(1)检查确认冷油器检修工作完毕，工作票已收回，检修工作现场清洁无杂物。
(2)关闭冷油器油侧放油门。
(3)开启冷油器油侧放空气门。
(4)稍开冷油器进油门注油放空气。
(5)检查确认冷油器油侧空气放尽，关闭放空气门。
(6)缓慢开启冷油器进油门，注意润滑油压应正常。
(7)冷油器油侧起压后由水侧检查是否泄漏。
(8)开启冷油器水侧放空气门。
(9)稍开冷油器进水门注水放空气。
(10)检查确认冷油器水侧空气放尽，关闭放空气门。
(11)开启冷油器进水门。
(12)缓慢开启冷油器滤网出油门。
(13)当冷油器出口油温达40℃时，调节冷却水排水门，保持油温与运行冷油器温差不大于2℃。
(14)投入完毕，将冷油器进、出油门上锁
6. 汽轮机叶片断落的象征是什么?
(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)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
7. 调节级处汽缸壁温必须降到多少度才允许开始拆卸汽缸螺栓？
必须在调节级处汽缸壁温度降到80℃以下，才允许拆卸汽缸螺栓。这是为了防止缸内部件受冷空气冷却产生变形而难于解体检修，同时也是为了防止螺栓发生咬扣损伤。
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8. 运行中在发电机集电环上工作应那些注意事项？
（1）应穿绝缘鞋或站在绝缘垫上。
（2）使用绝缘良好的工具并采取防止短路及接地的措施。
（3）严禁同时触碰两个不同极的带电部分。
（4）穿工作服，把上衣扎在裤子里并扎紧袖口，女同志还应将辫子或长发卷在帽子里。
（5）禁止戴绝缘手套。
9. 一般发电机的同期装置在使用时应注意那些事项？
（1）同期表必须在缓慢匀速转动一周以上，确认表计无故障，才允许发电机并网。
（2）同期表转动太快、忽快忽慢或静止不动，证明不同期，禁止并网。
（3）同期装置连续使用时间不宜过长。
10. 对发电机内氢气品质的要求是什么？
（1）氢气纯度大于96%。
（2）含氧量小于1.2%。
（3）氢气的露点温度在-25℃～0℃之间（在线）。
11. 对进入发电机的内冷水的品质要求是什么？
（1）水质透明纯净，无机械杂质。
（2）20℃时水的电导率： 0.5 ～ 1.5μS /cm。
（3）pH值7.0 ～ 8.0。
（4）硬度＜10微克当量/升（ ＜200MW）；＜2微克当量/升（ ≥200MW）。
（5）NH3： 微量。
12. 发电机励磁系统应具备的基本功能是什么？
（1）运行中能维持发电机的出口电压在额定值附近。
（2）能实现并列运行机组之间合理的无功分配。
（3）当发电机内部故障（发电机主开关以内）时，能够实现对发电机的快速灭磁。
（4）当发电机外部故障（发电机主开关以外电网）时，能够实行可靠的强行励磁。
13. 电力系统对继电保护装置的基本要求是什么？
基本要求是：
（1）快速性。要求继电保护装置的动作尽量快，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，跳开具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。
14. 发电机气体置换合格的标准是什么？
（1）二氧化碳置换空气：发电机内二氧化碳含量大于85%合格。
（2）氢气置换二氧化碳：发电机内氢气纯度大于96%，含氧量小于1.2%合格。
（3）二氧化碳置换氢气：发电机内二氧化碳含量大于95%合格。
（4）空气置换二氧化碳：发电机内空气的含量超过90%合格。
15. 在什么情况下容易产生操作过电压？
（1）切合电容器或空载长线路。
（2）断开空载变压器、电抗器、消弧线圈及同步发电机。
（3）在中性点不接地系统中，一相接地后产生间歇性电弧引起过电压。
16. 发电机转子绕组发生两点接地有哪些危害？
（1）当发电机转子绕组发生两点接地后，使相当一部分绕组短路。由于电阻减小，所以另一部分绕组电流增大，破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机剧烈振动，同时无功出力降低。
（2）转子电流通过转子本体，如果电流较大，可能烧坏转子和磁化汽机部件，以及引起局部发热，使转子缓慢变形而偏心，进一步加剧振动。
17. 在投入6KV PT操作时，发生了铁磁谐振，怎样处理？
（1）迅速启动一台热备用中的电动机，改变系统的阻抗参数，消除谐振条件，从而使谐振消失。
（2）铁磁谐振消除后，再将不需用的热力负荷电动机停运。
18. 采用分级绝缘的主变压器运行中应注意些什么？
采用分级绝缘的主变压器，中性点附近绝缘比较薄弱，故运行中应注意以下问题：
（1）变压器中性点一定要加装避雷器和防止过电压间隙。
（2）如果条件允许，运行方式允许，变压器一定要中性点接地运行。
（3）变压器中性点如果不接地运行，中性点过电压保护一定要可靠投入。
19. 什么是发电机的轴电压及轴电流？
（1）在汽轮发电机中，由于定子磁场的不平衡或大轴本身带磁，转子在高速旋转时将会出现交变的磁通。交变磁场在大轴上感应出的电压称为发电机的轴电压。
（2）轴电压由轴颈、油膜、轴承、机座及基础低层构成通路，当油膜破坏时，就在此回路中产生一个很大的电流，这个电流就称为轴电流。
20. 水冷发电机在运行中应注意些什么？
（1）出水温度是否正常。出水温度高，不是进水少或漏水，就是内部发热不正常，应加强监视。
（2）定子线圈冷却水不能中断，断水时，一般机组只允许运行30秒钟。
（3）监视发电机组的振动不超过允许值。
（4）监视发电机各部分温度不超过允许值，注意运行中高温点及各点温度的变化情况。
21. 切换并列运行的主变压器的中性点接地刀闸如何操作？
大电流接地系统中，主变压器中性点接地刀闸的切换原则是保障电网不失去接地点，即采取先合后断的方法：
（1）合上备用接地点刀闸。
（2）拉开工作接地点刀闸。
（3）将零序保护切换到中性点接地的变压器上去。
22. 电气设备有几种状态？分别是什么？
电气设备一般有四种状态。分别是：即运行状态、热备用状态、冷备用状态、检修状态。
23. 什么是电气设备的运行状态？
电气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。
24. 什么是电气设备的热备用状态？
电气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。
25. 什么是电气设备的冷备用状态？
电气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）。
26. 什么是电气设备的检修状态？
电气设备的刀闸及开关均在断开位置，在有可能来电端挂好接地线，挂好安全标示牌，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）。
27. 手车开关有几种位置？分别是什么？
手车开关本体原则上有三种位置。即工作位置、试验位置、检修位置。
28. 什么是手车开关的工作位置？
手车开关本体在开关柜内，一次插件（动、静插头）已插好。
29. 什么是手车开关的试验位置？
手车开关本体在开关柜内，且开关本体限定在“试验”位置，一次插件（动、静插头）在断开位置。
30. 什么是手车开关的检修位置？
手车开关本体在开关柜外。
31. 手车开关有几种状态？分别是什么？
手车开关原则上有五种状态，即运行状态、热备用状态、冷备用状态、试验状态、检修状态。
32. 什么是手车开关的运行状态？
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。
33. 什么是手车开关的热备用状态？
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。
34. 什么是手车开关的试验状态？
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。
35. 什么是手车开关的冷备用状态？
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。
36. 什么是手车开关的检修状态？
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。
37. 对电力系统运行有哪些基本要求？
基本要求是；
（1）保证可靠的持续供电。
（2）保证良好的电能质量。
（3）保证系统的运行经济性。
38. 什么是电力系统的静态稳定性？
电力系统的静态稳定性也叫微变稳定性，它是指正常运行的电力系统受到很小的干扰，能自动恢复到原来运行状态的能力。
39. 什么是电力系统的动态稳定性？
电力系统的动态稳定性是指正常运行的电力系统受到较大的干扰，它的功率平衡受到相当大的波动时，将过渡到一种新的运行状态或恢复到原来运行状态，继续保持同步运行的能力。
40. 大型发电机采用离相封闭母线有什么优点？
主要优点是；
（1）可靠性高。由于每相母线均封闭于互相隔离的外壳内，，可以防止发生相间短路故障。
（2）减小母线之间的电动力。由于封闭母线在结构上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少（一般认为只有敞开式母线的1％左右）。
（3）放至邻近母线处的钢构件严重发热。由于壳外磁场的减少，邻近母线处的钢构件内感应的涡流也会减小，涡流引起的发热损耗也减少。
（4）安装方便，维护工作量少，整齐美观。
41. 发电机振荡和失步的原因是什么？
发电机正常运行时发出的功率和用户的负荷功率是平衡的，发电机和系统都处在稳定状态下运行。当系统中发生某些重大干扰时，发电机与用户之间的功率平衡将遭到破坏，此时必须立即改变发电机的输出功率以求得重新达到平衡。但由于发电机的转子转动具有惯性，汽轮机调速器的动作需要一定的延时，故改变发电机的功率就要有一个过程。在这个过程当中，发电机的功率和用户的负荷功率不能平衡，就会破坏发电机的稳定运行，使发电机产生振荡或失步。
42. 什么叫变压器的负载能力？
对于使用中的变压器不但要求保证安全供电，而且要具有一定的使用寿命。能够保证变压器中的绝缘材料具有正常使用寿命的最大负荷，就是变压器的负载能力（它决定于绕组绝缘材料的运行温度。）。
43. 调整发电机有功负荷时应注意些什么？
为了保持发电机的稳定运行，调整发电机有功负荷时应注意：
（1）观察自动励磁装置调节情况及发电机的无功负荷变化情况，使功率因数保持在规定的范围之内，一般不大于迟相0.95。因为功率因数高说明此时有功功率相对应的励磁电流小，即发电机定、转子磁极之间的磁力线少，容易失去稳定。从功角特性来看，送出去的有功功率增大，功角就会接近90º，发电机容易失步。
（2）调整有功负荷时要缓慢，要与锅炉和汽轮机的运行情况配合好。
44. 调整发电机无功负荷时应注意些什么？
（1）增加无功负荷时，应注意发电机转子电流和定子电流不能超过额定值，既不要使发电机功率因数过低。否则无功功率送出大多，使系统损耗增加，同时励磁电流过大也将是转子过热。
（2）降低无功负荷时，应注意不要使发电机功率因数过高或进相，从而引起稳定问题。
45. 在直流电路中，电感的感抗和电容的容抗各是多少？
在直流电路中，由于电流的频率等于零，即 ，所以电感线圈的感抗 ，相当于短路；电容器的容抗 ，相当于开路。
46. 什么是三相电度表的倍率及实际电量？
电度表用电压互感器电压比与电流互感器电流比的乘积就是电度表的倍率。电度表倍率与读数的乘积就是实际电量。
47. 电力系统如何才能做到经济运行？
最经济的分配方法是用“等微增率法则”。它适用于电力系统中各电厂间负荷经济分配，也适用于电厂中各设备及机组间负荷经济分配。
48. 提高电网的功率因数有什么意义？
功率因数提高后，发供电设备就可以少发送无功负荷，而多发送有功负荷。同时若有功负荷不变，提高功率因数，可减少输送电流，也就减少线路、供电设备上的电能和电压损耗，节约电能，提高电网电压水平。
49. 采用三相发、供电设备有什么优点？
发同容量的电量，采用三相发电机比单相发电机的体积小；三相输、配电线路比单相输、配电线路条数少，这样可以节省大量的材料。另外，三相电动机比单相电动机的性能好。所以多采用三相设备。
50. 对三相感应电动机铭牌中的额定功率如何理解？
电动机的额定功率(额定容量)，指的是在这额定情况下工作时，转轴上所输出的机械功率。如100kW的电动机，能带100kW的泵或风机。这个功率不是从电源吸取的总功率，与总功率差一个电动机本身的损耗。
51. 发电机发生非同期并列有什么危害？
发电机的非同期并列，将会产生很大的冲击电流，它对发电机及与其三相串联的主变压器、断路器等电气设备破坏极大，严重时将烧毁发电机绕组，使端部变形。如果一台大型发电机发生此类事故，则该机与系统间将产生功率振荡，影响系统的稳定运行。
52. 通过变压器的短路试验，可以发现哪些缺陷？
可以发现以下缺陷：
（1）变压器各结构件或油箱箱壁中，由于漏磁通所致的附加损耗太大和局部过热。
（2）油箱盖或套管法兰等损耗过大而发热。
（3）带负载调压变压器中的电抗绕组匝间短路。
（4）选择的绕组导线是否良好合理。
53. 兆欧表屏蔽端子在测量中所起的作用是什么？
由兆欧表的接线原理可知，屏蔽端子接在表内发电机的负端，不经测量线圈。所以，在测量时，用一金属遮护环包在绝缘体表面经导线引至屏蔽端子，使被测物表面泄漏电流不经过测量线圈，从而消除泄漏电流的影响，减小测量误差。
54. 发电厂的厂用负荷如何分类？
根据发电厂机械对发电厂运行所起的作用及供电中断对人身或设备产生的影响，一般分以下三类：
（1）第一类：在极短的时间内停止供电都可能影响人身和设备的安全，造成生产停止或大量降低出力或被迫停机者。
（2）第二类：在较长时间内停止供电，会造成设备损坏或影响生产，但在允许的停电时间内，经运行人员操作即恢复送电，不致造成生产混乱者。
（3）第三类：在较长时间内停止供电，也不致于直接影响生产者。
55. 三相异步电动机有哪几种启动方法？
有三种启动方法：
（1）直接启动：电机接入电源后在额定电压下直接启动。
（2）降压启动：将电机通过一专用设备使加到电机上的电源电压降低，以减少启动电流，待电机接近额定转速时，电机通过控制设备换接到额定电压下运行。
（3）在转子回路中串入附加电阻启动：这种方法使用于绕线式电机，它可减小启动电流。
56. 变压器运行中电压过高有什么危害？
运行中的变压器其电压不得超过运行分接头电压的105%，电压过高会造成励磁电流增大，而铁芯损耗增大，铁芯过热，影响变压器正常运行，缩短变压器使用寿命。电压过高会使变压器绝缘损耗增大，有可能直接破坏匝间绝缘或主绝缘，造成变压器绝缘损坏
57. 三相电源缺相对异步电动机启动和运行有何危害？
三相异步电动机缺相电源时，电动机将无法启动，且有强烈的“嗡嗡”声，长时间易烧毁电动机；若在运行中的电动机缺一相电源，虽然电动机能继续转动，但转速下降，如果负载不降低，电动机定子电流将增大，引起过热，甚至烧毁电动机。
58. 电动机温度的变化与哪些因素有关？
（1）电动机的负荷变化。
（2）环境温度变化。
（3）电动机风道阻塞或积灰严重。
（4）空冷器冷却水量及水温变化。
（5）电动机风叶损坏，冷却风量减少。
59. 异步电动机在运行中应巡视检查哪些内容?
（1）保持电动机及其周围的清洁，在清扫时注意不要将杂物吸进电动机内。
（2）监视电源电压和电动机电流的变化情况。注意各导电接头不发热，防止缺相运行。
（3）电动机冷却通风系统正常，定期检查电动机温度和温升不得超过允许值。
（4）监听电动机轴承有无杂音，密封良好，轴承油色、油位正常，油环带油良好，必要时补油或更换同型号的润滑油。
（5）注意电动机运行中振动情况，有无异常气味等。
60. 异步电动机空载电流出现不平衡，是由哪些原因造成的?
异步电动机空载电流出现较大不平衡是由下列原因造成的。
（1）电源电压三相不平衡。
（2）定子绕组支路断线，使三相阻抗不平衡。
（3）定子绕组匝间短路或一相断线。
（4）定子绕组一相接反。
61. 电机动合闸后嗡嗡响，转不起来是什么原因？
电动机在合闸后嗡嗡响转不起来，一般有以下几种原因：
（1）电源缺一相：电源缺一相或熔丝熔断一相时，电动机内部情况与单相电动机一样，没有起动转矩。因此，当三相电动机缺相起动时，只有嗡嗡声，而转不起来。
（2）电动机定子和转子因气隙距离不正常而相碰：定子和转子相碰时，电动机起动产生阻力，严重时转不起来。
（3）电源电压过低，使电动机起动转矩下降，严重时会发生转不起来的现象。
（4）定子或转子绕组断线，使电流减小，起动转矩降低以致不能起动。
62. 分裂变压器有何优点？
（1）限制短路电流作用明显。
（2）当分裂变压器当一个支路发生故障时，另一支路的电压降低很小。
（3）采用一台分裂变压器和达到同样要求而采用两台普通变压器相比，节省用地面积。
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63. 何谓机组的滑参数启动？
所谓滑参数启动，就是单元制机组的机炉联合启动的方式，就是在锅炉启动的同时启动汽轮机。启动过程中，锅炉蒸汽参数逐渐升高，汽轮机就用参数逐渐升高的蒸汽来暖管、冲转、暖机、带负荷。
64. 简述过热汽、再热汽温度过高的危害？
锅炉运行过程中，过热汽和再热汽温度过高，将引起过热器、再热器及汽轮机汽缸、转子、隔板等金属温度超限，强度降低，最终导致设备的损坏。因此，锅炉运行中应防止高汽温事故的发生。
65. 简述汽温过低的危害？
锅炉出口汽体温度过低除了影响机组热效率外，还将使汽轮机末级蒸汽湿度过大，严重时还有可能产生水冲击，以致造成汽轮机叶片断裂损坏事故。汽体温度突降时，除对锅炉各受热面的焊口及连接部分将产生较大的热应力外，还有可能使汽轮机的差胀出现负值，严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静磨擦而造成汽轮机的剧烈振动或设备损失。
空气预热器的作用？
回收烟气热量，降低排烟温度，提高锅炉效率；同时，由于燃烧空气温度的提高，而有利于燃料的着火和燃烧，减少燃料不完全燃烧热损失和提高燃烧的经济性。
1. 提高朗肯循环热效率的有效途径有那些？
(1)提高过热器出口蒸汽压力与温度。
(2)降低排汽压力。
(3)改进热力循环方式，如采用中间再热循环、给水回热循环和供热循环等。
2. 中间再热机组旁路系统的作用？
(1)加快启动速度，改善启动条件。
(2)甩负荷时保护再热器。
(3)回收工质，减少噪音。
3. 结焦对锅炉安全运行的危害是什么？
其危害如下：
⑴结焦会引起汽体温度偏高：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，造成过热汽体温度偏高，导致过热器管超温。
⑵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。
⑶增加排烟损失：由于结焦使炉膛出口温度升高，造成排烟温度升高，从而增加排烟热损失，降低锅炉效率。
⑷降低锅炉出力：水冷壁结渣后，会使蒸发量下降；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。
4. 受热面容易受飞灰磨损的部位通常有哪些？
锅炉中的飞灰磨损都带有局部性质，易受磨损的部位通常为烟气走廊区，蛇形弯头、管子穿墙部位、管式空气预热器的烟气入口处及在灰分浓度大的区域等。
5. 轴承油位过高或过低有什么危害？
油位过高，会使油循环运动阻力增大、打滑或停脱，油分子的相互摩擦会使轴承温度过高，还会增大间隙处的漏油量和油的摩擦功损失；油位过低时，会使轴承的滚珠和油环带不起油来，造成轴承得不到润滑而使温度升高，把轴承烧坏。
6. 转机检修开工前应注意哪些事项？
在机器完全停止以前，不准进行修理工作，修理前应做好防止转动的安全措施；如：切断电源、切断风源、水源、汽源、所有的有关闸板，阀门应关闭；上述地点挂警告牌；必要时采取可靠的制动措施。
7. 滚动轴承烧坏的原因有哪些？
（1） 润滑油中断。
（2） 轴承本身有问题如珠架损坏、滚珠损坏、内外套损坏。
（3） 强烈振动。
（4） 轴承长期过热未及时发现。
8. 热力管道为什么要装有膨胀补偿器？
火电厂中的汽水管道从停运状态到投入运行，温度变化很大，如果管道布置和支吊架配置不当，管道由于热胀冷缩产生很大的应力，会使管道损坏，所以对膨胀量大的，自然补偿不满足要求的管道，要装有膨胀补偿装置，以使热应力不超过允许值。
9. 燃烧调整的基本要求有那些？
基本要求：(1)着火、燃烧稳定，蒸汽参数满足机组运行要求；(2)减少不完全燃烧损失和排烟热损失，提高燃烧经济性；(3)保护水冷壁、过热器、再热器等受热面的安全、不超温超压，不高温腐蚀。(4)减少Sox、Nox的排放量。
10. 蒸汽温度监视和调整的基本要求有那些？
(1)运行中根据工况的改变，分析蒸汽温度的变化趋势，应特别注意对过热器、再热器中间点蒸汽温度监视，尽量使调整工作恰当的做在蒸汽温度变化之前。(2)各级减温器的喷水量应视各段壁温和汽温情况配合调整，控制各段壁温和蒸汽温度在规定范围内。(3)在燃烧调整上力求做到不使火焰中心偏斜，减少汽温偏差。(4)在进行蒸汽温度调整时，操作应平稳、均匀，以防引起蒸汽温度的急剧变化，确保设备安全经济运行。
11. 在汽包内清洗蒸汽的目的是什么？
对蒸汽进行清洗的目的是：利用给水作清洗水，将蒸汽所携带水分中的盐分和溶解在蒸汽中的盐分扩散到清洗水中，通过连排或定排排出锅炉外面，从而降低蒸汽里的含盐量，防止过热器及汽轮机叶片结垢，保证机组的安全运行。
12. 再热器的作用是什么？
(1)提高热力循环的热效率。
(2)提高汽机排汽的干度，降低汽耗，减小蒸汽中的水分对汽轮机末几级叶片的侵蚀。
(3)提高汽轮机的效率。
(4)进一步吸收锅炉烟气热量，降低排烟温度。
13. 什么是直吹式制粉系统？有什么特点？
燃料由磨煤机制成煤粉，使用制粉系统的干燥介质输送，经由分离器分离出合格的煤粉，而直接吹入燃烧室的制粉系统叫直吹式制粉系统。
其特点是系统简单，设备部件少，输粉管道阻力小，系统电耗小。可根据锅炉负荷直接调整制粉系统的出力。在直吹系统中，当任一台磨煤机解列或故障，瞬间就会影响锅炉负荷，降低了锅炉机组运行的可靠性。为了提高其可靠性，直吹系统在设计选择上要有较大的备用余量。
14. 什么是中间储仓式制粉系统？有什么特点？
在制粉系统中设有粉仓，把制成的合格煤粉先储存在煤粉仓中，然后根据锅炉负荷的需要，用排粉机或一次风机经一次风管、喷燃器送入燃烧室的系统叫中间储仓式制粉系统。
其特点是锅炉负荷不受磨煤机负荷的限制。磨煤机停止运行时，短时间内锅炉负荷不受影响。但由于这种系统设备庞大，而且在高负压下工作，漏风严重，系统电耗较大；各炉之间可以用输粉机互相输粉，以提高供粉的可靠性，因此制粉系统的备用系数小。该系统部件多，因而初投资和建筑尺寸比较大，煤粉爆炸的危险性要比直吹式制粉系统大得多。
15. 烟气再燃烧的原因有哪些？
（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，制粉系统的三次风内含煤粉，吹入炉膛，炉温低，煤粉不能完全燃尽，可能积在尾部受热面内。
（4） 灭火后未及时停止燃料，点火前通风量不足25%，时间不足5分钟，可能造成可燃物沉积在尾部烟道内。
16. 尾部烟道再燃烧的现象及处理？
现象
(1）尾部烟道烟气温度不正常突然升高。
(2）热风温度不正常地升高。
(3）炉膛和烟道负压剧烈变化。
(4）吸风机轴封和烟道不严密处向外冒烟或喷出火星、烟囱冒黑烟。
(5）严重时烟道防爆门动作。
处理
(1）当发现尾部烟道烟气温度不正常地升高时，应首先查明原因，加强燃烧调整，对受热面进行蒸汽吹灰。
(2）当检查确认发生二次燃烧时，应立即停炉，停止送、吸风机，严密关闭各风门、挡板、烟道各孔门，严禁通风。
(3）向尾部烟道内投入灭火装置。
(4）检查尾部烟道内各段烟温正常后，方可打开检查孔检查，确认无火源后，谨慎启动吸风机进行通风。
(5） 检查设备未遭到损坏时，汇报值长，重新点火启动。
17. 积灰有什么危害？
灰的导热系数小，在锅炉受热面上发生积灰，将会大大影响锅炉受热面的传热，从而使锅炉效率降低。当烟道截面积的对流受热面上发生积灰时，会使通道截面减小，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；由于积灰使烟气温度升高，还可能影响后部受热面的运行安全。
18. 锅炉运行技术经济指标有哪些？
主要有：热效率、标准煤耗率、耗电率、蒸汽成本。热效率越高，标准煤耗率、耗电率、蒸汽成本越低，说明锅炉运行经济性越好。为了保证完成上述指标，常把它们分成许多小指标进行考核，这些小指标有：汽温、汽压、产汽量、排污率、烟气含氧量（或二氧化碳）、排烟温度、燃料消耗量、飞灰（灰渣）可燃物、煤粉细度、制粉电耗、风机电耗、除灰电耗等。
19. 锅炉正常运行中，为什么将省煤器再循环门关闭？
因为给水通过省煤器再循环管直接进入汽包，降低了局部区域的炉水温度，影响了汽水分离和蒸汽品质，并使再循环管与汽包接口处的金属受到温度应力，时间长可能产生裂纹。此外，还影响到省煤器的正常工作，使省煤器出口温度过高，所以在正常运行中，必须将省煤器再循环管关闭。
20. 对制粉系统运行有哪些基本要求？
基本要求如下：
保证制粉系统运行的稳定性，关键是保持一次风压和磨煤机出口温度稳定。
保证煤粉的经济细度。
根据系统特点，保持磨煤机适当出力以满足锅炉带负荷的需要和系统运行的经济性。
防止发生煤粉自燃和爆炸事故，防止堵煤。
21. 离心式风机运行时应注意什么？
应注意以下事项：
运行中应注意轴承润滑、冷却情况及温度的高低。
不允许长时间超电流运行。
注意运行中的振动、噪音及敲击声音。
发现强烈振动和噪音，振幅超过允许值，应立即停机检查。
轴承温度超过规定值，应立即停车。
电机冒烟，应立即停车。
22. 锅炉转机试运合格的标准是什么？
转机运转合格的标准是：
轴承及转动部分无异常声音，无摩擦声音和撞击。
轴承工作温度正常，一般滑动轴承不高于70℃，滚动轴承不高于80℃。
振动在额定转速1000r/min不超过0.10mm，1500r/min不超过0.085mm。
无漏油、漏水现象。
采用强制油循环润滑时其油压、油量、油位、油温符合要求。
23. 煤粉达到迅速而又完全燃烧必须具备那些条件？
(1)要供给适当的空气量。
(2)维持足够高的炉膛温度。
(3)燃料与空气能良好混合。
(4)有足够的燃烧时间。
(5)维持合格的煤粉细度。
(6)维持较高的空气温度。
24. 事故紧急停炉的处理？
（1） 将自动切至手动操作。
（2） 立即停止向炉膛供给所有燃料，锅炉熄火。
（3） 保持汽包水位、解列所有减温器。直流锅炉应停止向锅炉进水。
（4） 维持额定风量的30%，保持炉膛压力正常，进行通风吹扫，若吸风机、送风机故障跳闸时，应消除故障后启动吸风机、送风机通风吹扫。燃煤锅炉通风时间不少于5min，燃油或燃气锅炉通风时间不少于10min（若因尾部烟道二次燃烧停炉时，禁止通风，若因炉管爆破停炉时，应保留一台吸风机运行）。
25. 水压试验时如何防止锅炉超压？
进行水压试验前应认真检查压力表投入情况。向空排气、事故放水门应开关灵活、排汽放水畅通。试验时应有指定专业人员在现场指挥监护，由专人进行升压控制。控制升压速度在规定范围内。
26. 停炉后为何需要保养，常用保养方法有哪几种？
锅炉停用后，，如果管子内表面潮湿，外界空气进入，会引起内表面的金属腐蚀。为防止这种腐蚀的发生，停炉后要进行保养。对于不同的锅炉有如下几种保养方法：
（1）湿保护：有联氨法、氨液法、保持给水压力法、蒸汽加热法、碱液化法、磷酸三钠和亚硝酸混合溶液保护法。
（2）干保护。烘干法（带压放水）和干燥剂法。
27. 何谓对流换热，影响对流换热的因素有哪些？
对流换热，是指液体各部分之间发生相对位移时所引起的热量传递过程。
影响对流换热的因素有：对流换热系数α、换热面积F、热物质与冷物质的温差t1-t2。
28. 锅炉运行中，为什么要经常进行吹灰、排污？
这是因为烟灰和水垢的导热系数比金属小得多，也就是说，烟灰和水垢的热阻较大。如果受热面管外积灰或管内结垢壁温升高，以致过热烧坏，危及锅炉设备安全运行。因此，在锅炉运行中，必须经常进行吹灰、排污和保证合格的汽水品质，以保证受热管子内外壁面的清洁，利于受热面正常传热，保障锅炉机组安全运行。
29. 什么是蠕变，它对钢的性能有什么影响？
金属在高温和应力作用下逐渐产生塑性变形的现象叫蠕变。
对钢的性能影响：钢的蠕变可以看成为缓慢的屈服。由于蠕变产生塑性变形，使应力发生变化，甚至整个钢件中的应力重新分布。钢件的塑性不断增加，弹性变形随时间逐渐减少。蠕变使得钢的强度、弹性、塑性、硬度、冲击韧性下降。
30. 锅炉受热面有几种腐蚀，如何防止受热面的高、低温腐蚀？
（1）锅炉受热面的腐蚀有承压部件内部的垢下腐蚀和管子外部的高温及低温腐蚀三种。
（2）高温腐蚀的防止：提高金属的抗腐蚀能力；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）防止低温腐蚀的方法：提高预热器入口空气温度；采用燃烧时的高温低氧方式；采用耐腐蚀的玻璃、陶瓷等材料制成的空气预热器；把空气预热器的“冷端”的第一个流程与其他流程分开。
31. 在什么情况下容易出现虚假水位，调节时应注意些什么？
汽包水位的变化不是由于给水量与蒸发量之间的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。
（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，锅水中汽泡并不是迅速减少，水位也将瞬时下降。
在运行中出现水位明显变化时，应分析变化的原因和变化趋势，判明是虚假水位或是汽包水位有真实变化，及时而又妥当地进行调节。处理不当，可能会引起缺水或满水事故。
32. 磨煤机停止运行时，为什么必须抽净余粉？
停止制粉系统时，当给煤机停止给后，要求磨煤机、排粉机再运行一段时间方可相继停运，以便抽净磨煤机内余粉。这是因为磨煤机停止后，如果还残余有煤粉，就会慢慢氧化升温，最后会引起自燃爆炸。另外磨煤机停止后还有煤粉存在，下次启动磨煤机，必须是带负荷启动，本来电动机启动电流较大，这样会使启动电流更大，特别对于中速磨煤机会更明显些。
33. 锅炉发生严重缺水时为什么不允许盲目补水？
锅炉发生严重缺水时必须紧急停炉，而不允许往锅炉内补水。着主要时因为：当锅炉发生严重缺水时，汽包水位究竟底到什么程度是不知道的，可能汽包内已完全无水，或水冷壁已部分烧干、过热。在这种情况下，如果强行往锅炉内补水，由于温差过大，会产生巨大的热应力，而使设备损坏。同时，水遇到灼热的金属表面，瞬间会蒸发大量蒸汽，使汽压突然升高，甚至造成爆管或更严重的爆炸事故。因此，发生严重缺水时，必须严格地按照规程的规定去处理，决不允许盲目地上水。
34. 遇有下列情况之一时，应立即停止转机运行？
(1）发生人身事故无法脱险时。
(2）发生强烈振动有损坏设备危险时。
(3）轴承（偶合器）温度不正常升高或超过规定值时。
(4）电动机转子和静子严重摩擦或撞击时。
(5）辅机发生火灾或被水淹时。
35. 汽水共腾的现象？
现象
(1） 汽包水位发生剧烈波动，各水位计指示摆动，就地水位计看不清水位。
(2） 蒸汽温度急剧下降。
(3） 严重时蒸汽管道内发生水冲击或法兰结合面向外冒汽。
(4） 饱和蒸汽含盐量增加。
36. 汽水共腾的处理？
(1） 降低锅炉蒸发量后保持稳定运行。
(2） 开大连续排污门，加强定期排污。
(3） 开启集汽联箱疏水门，通知汽机开启主闸门前疏水门。
(4） 通知化学对炉水加强分析。
(5） 水质未改善前应保持锅炉负荷的稳定。
37. 骤减负荷的现象？
现象
(1）汽压急剧升高，蒸汽流量急剧下降。
(2）控制不当时安全门动作。
(3）汽包水位先低而后高。
(4）蒸汽温度升高。
38. 骤减负荷的处理？
(1）根据负荷降低情况，立即减少给煤量或停止部分磨煤机，防止锅炉超压。
(2）解列自动，手动调整好水位，燃烧不稳可投油助燃.
(3）控制好汽温，必要时可开启对空排汽门。
(4）待故障消除后，恢复锅炉正常运行。
39. 6KV厂用电中断的现象及处理？
现象
(1） 6KV厂用电流表、电压表指示回零。
(2） 低电压保护动作、电动机跳闸，信号灯闪光，事故音响报警。
(3） 所有运行中6KV电动机停止转动，锅炉灭火。
处理
(1） 如6KV厂用电中断一半，而锅炉未造成灭火时
a） 根据单组吸、送风机所能维持的负荷，迅速调整好燃烧，投油稳定燃烧，控制好各参数，保持运行稳定。
b） 将跳闸的辅机开关拉至停止位置。
(2） 如6KV厂用电源全部中断，锅炉已经灭火，则按锅炉灭火处理。停炉后：
a） 将跳闸开关拉至停止位置。
b） 待6KV厂用电恢复后重新点火带负荷。
40. 380V厂用电源中断的现象及处理？
现象
(1） 380V电流表、电压表指示回零。
(2） 低电压保护动作，音响报警，所有运行中380V电动机停止转动。
(3） 与电源有关的热工、电气仪表指示异常，其电动门、调整门不能操作。
(4） 锅炉灭火。
处理
(1） 如380V厂用电中断一半，而锅炉未造成灭火时。
a） 将跳闸的辅机开关拉至停止位置。
b） 调整好锅炉燃烧，可投油稳定燃烧，派人手摇跳闸预热器转动，保持参数稳定，待电源恢复后恢复正常运行。
(2） 如380V厂用电源全部中断，扩大到锅炉灭火，应按锅炉灭火处理，停炉后：
a） 将跳闸辅机开关拉至停止位置。
b） 待380V厂用电源恢复后，重新点火带负荷。
41. 滑压运行有何优缺点？
滑压运行的优点：
⑴负荷变化时蒸汽温度变化小。
⑵汽机各级温度基本不变，减小了热应力与热变形，提高了使用寿命。
⑶低负荷时汽机的效率比定压运行高，热耗低。
⑷给水泵单耗小。
⑸延长了锅炉承压部件及汽机调节汽门的寿命。
⑹减轻汽机结垢。
缺点：
⑴负荷变动时，压力变化，水的饱和温度变化，导致汽包及水冷壁联箱产生附加热应力。
⑵机组的循环热效率随负荷下降而下降。
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42. 如何保持凝汽器最佳真空运行？
（1） 降低循坏水温度；
（2） 增加循环水量；
（3） 保证凝汽器传热面清洁；
（4） 提高真空系统的严密性。
43. 降低凝汽器端差的措施有哪些？
（5） 保持循环水质合格；
（6） 保持清洗系统运行正常，铜管清洁；
（7） 防止凝汽器侧漏入空气。
44. 机炉的调节特性有何不同？
机炉的调节特性有相当大的差别。锅炉热惯性大，反应很慢；而汽机相对热惯性小，反应快。当外界负荷通过负荷调节系统使汽轮机快速调节时，会引起机前压力产生很大波动，从而影响机组稳定和安全运行。运行时应充分考虑机炉特性差异，使机组在适应负荷变化时两者协调动作。
45. 机组运行控制方式有哪几种？
（1） 基础控制方式（BASE MODE）
（2） 锅炉跟随方式（BF）
（3） 汽机跟随方式（TF）
（4） 机炉协调方式（COORD）
46. 什么是锅炉跟随控制方式？
锅炉设备工作正常，机组输出功率受汽机限制时，由汽轮机调节机组输出功率，锅炉调节主汽压力。当负荷变化时，先由汽轮机侧发出控制动作，引起主汽压力变化，再由锅炉跟随发生控制动作。
47. 什么是汽机跟随控制方式？
汽机设备工作正常，机组输出功率受锅炉限制时，由锅炉调节机组输出功率，汽机调节主汽压力。当负荷变化时，先由锅炉侧发出控制动作，引起主汽压力变化后，再由汽机跟随发生控制动作。
48. 什么是火电厂顺序控制系统？
顺序控制是对，电厂辅助设备状态进行操作，它不需要被操作对象的反馈信息，是一种二位制式操作，也称之为ON/OFF控制系统，例如转动设备的启动和停止，阀门的开启和关闭等。
49. 什么是燃烧器管理系统？
燃烧器管理系统，简称BMS，是大型火电机组锅炉必须配置的监控系统。它以锅炉燃烧器管理为主，兼顾炉膛吹扫顺控、RB燃料投切、FCB燃料投切、锅炉主跳闸（MFT）、全炉膛灭火保护、磨煤机制粉系统联锁程控等综合监视系统。
50. 直流母线电压为什么不能过高或过低？
直流母线电压过高时，长期带电的继电器、指示灯等容易烧坏；电压过低时，可能造成断路器及保护的不可靠动作。
51. 单元机组集控运行内容有哪些？
（5） 在就地配合下，对机组实现启动、停运；
（6） 在正常运行时，对设备的运行进行监视、控制、维护以及对有关参数进行调整；
（7） 能进行机组事故的紧急处理。
52. 在电气设备上工作，保证安全的组织措施是什么？
（1） 工作票制度；
（2） 工作许可制度；
（3） 工作监护制度；
（4） 工作间断、转移和终结制度。
53. 在电气设备上工作，保证安全的技术措施是什么？
（1） 停电；
（2） 验电；
（3） 装设接地线；
（4） 悬挂标示牌和装设遮栏。
54. 遇有电气设备着火时应如何处理？
遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火。对带电设备应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器等灭火，不得使用泡沫灭火器灭火。对注油设备应使用泡沫灭火器或干燥的砂子等灭火。发电厂和变电所控制室内应备有防毒面具，防毒面具要按规定
使用并定期进行试验，使其经常处于良好状态。
1. 安全生产违法行为行政处罚的种类有哪些？
（1） 警告；
（2） 罚款；
（3） 没收违法所得；
（4） 责令改正、责令限期改正、责令停止违法行为；
（5） 责令停产停业整顿、责令停产停业、责令停止建设；
（6） 拘留；
（7） 关闭；
（8） 吊销有关证照；
（9） 安全生产法律、行政法规规定的其他行政处罚。
2. “四不放过”的具体内容是什么？
事故原因不清楚不放过；事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过；事故责任人没有处理不放过；没有采取防范措施不放过。
3. 集团公司安全生产三级责任主体是指那三级？
集团公司是集团公司系统的安全生产责任主体；分支机构、子公司，各直属企业是本系统的安全生产责任主体；各基层企业和项目公司是本企业的安全生产直接责任主体。
4. 电力设备典型消防规程规定，动火工作必须按照哪三条原则从严掌握？
（1） 有条件拆下的构件，如油管、法兰等应拆下来移至安全场所；
（2） 可以采用不动火的方法代替而同样能够达到效果时，尽量采用代替的方法处理；
（3） 尽可能地把动火的时间和范围压缩到最低限度。
5. 电力设备典型消防规程规定什么情况下，严禁动火？
（1） 油船、油车停靠的区域；
（2） 压力容器或管道未泄压前；
（3） 存放易燃易爆物品的容器未清理干净前；
（4） 风力达5级以上的露天作业；
（5） 遇有火险异常情况未查明原因和消险前。
6. 火灾报警要点有哪些？
（1） 火灾地点；
（2） 火势情况；
（3） 燃烧物和大约数量；
（4） 报警人姓名及电话号码。
7. 电力生产企业消防的“三懂三会”指什么？
“三懂”指懂火灾危险性，懂预防措施，懂扑救方法。“三会”是指会使用消防器材，会处理事故，会报火警。
8. 简述工作许可人应负的安全责任。
审查工作票所列安全措施应正确完备和符合现场实际安全条件；
检修设备与运行设备确已隔断；
安全措施已完善和正确地执行；
对工作负责人正确说明哪些设备有压力、高温、爆炸危险和工作场所附近环境的不安全因素等；
对检修自理的安全措施，组织运行人员做好相关的事故预想。
9. 简述工作票执行流程。
签发工作票-〉接受工作票-〉布置和执行安全措施-〉开始工作-〉工作监护-〉工作间断-〉工作延期-〉检修设备试运-〉工作终结。
其中，如果无需工作间断和办理工作延期的工作，则由工作监护-〉检修设备试运-〉工作终结。
10. 简述电气倒闸操作票操作流程。
接受操作预告-〉查对模拟系统图板，填写操作票-〉核对操作票-〉发布和接受操作任务-〉模拟操作-〉实际操作-〉复核-〉操作完成。
11. 简述热机倒闸操作票操作流程。
接受操作预告-〉填写操作票-〉核对操作票-〉发布操作任务-〉实际操作-〉复核-〉操作完成。
12. 恶性电气误操作是指那些操作？
带负荷误拉(合)隔离开关、带电挂(合)接地线(接地刀闸)、带接地线(接地刀闸)合断路器(隔离开关)。
13. 开展危险点分析与控制工作的目的是什么？
旨在不断提高员工对作业风险的认识，认真分析可能危及人身、设备安全的因素，采取有针对性的措施，以保证员工在作业过程中的人身安全和发电设备安全。
一、 论述题 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？
1、主要原因：
（1) 由于动静摩擦，使转子局部过热，产生压缩应力，出现塑性变形。在转子冷却后，受到残余拉应力的作用，造成大轴弯曲。
（2) 加热器故障使冷水进入汽缸，转子受冷部位产生拉应力，出现塑性变形，造成大轴弯曲。
（3) 轴封系统故障，冷空气进入汽缸，转子急剧冷却，使动静间隙消失产生摩擦造成大轴弯曲。
（4) 轴瓦或推力瓦磨损，使轴系轴心不一致造成动静摩擦产生弯曲事故。
2、防止大轴弯曲的措施：
（1) 机组启动前要按规程及操作标准认真进行系统检查，如下阀门应处于正确的位置：高压旁路减温水隔离门；所有汽轮机蒸汽管道及本体疏水门；通向锅炉的减温水，给水泵中间抽头；多级水封的注水门等。
（2) 机组启动前按规程要求进行盘车，转子的晃度不超过原始值的±0.02mm。
（3) 冲转过程中应严格监视机组振动。中速暖机前轴承振动不超过0.03mm，过临界转速时，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.26mm应立即打闸停机。
（4) 冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各联箱充分疏水暖管暖箱。
（5) 投蒸汽加热装置要精心调整，不允许汽缸法兰上下左右交叉变化，各项温差在规定的范围内。
（6) 严格监视主、再热蒸汽温度的变化，当汽温在10分钟内下降50℃应打闸停机。
（7) 开机过程中应加强对各水箱、加热器水位的监视，防止水或冷汽进入汽缸。
（8) 低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力，防止加热器钢管破裂。
（9) 投高加前要做好各项保护试验，使高加保护正常投入。
2. 停机过程中及停机后防止转子弯曲的措施有哪些?
停机后防止汽轮机大轴弯曲主要是防止汽轮机进冷汽冷水。具体检查要点：
（1) 凝汽器水位及补水门的关闭情况。
（2) 高、低压旁路及减温水的关闭情况。
（3) 给水泵中间抽头的关闭情况。
（4) 至除氧器电动门、疏水门、轴封供汽门、门杆漏汽至除氧器隔离门（部分机组无）的关闭情况。
（5) 主蒸汽、再热蒸汽至轴封供汽的隔离门的关闭情况。
（6) 汽缸、法兰加热联箱进汽总门及调整门（200MW及以下机组）的关闭情况。
（7) 汽缸本体疏水门、再热蒸汽冷段、热段，高压旁路后、低压旁路前的各疏水门的开启情况。
（8) 停机后运行人员应经常检查汽轮机的隔离措施是否完备落实，检查汽缸温度是否下降，汽轮机上下缸温差是否超标。
3. 汽轮机叶片断落的现象有哪些?运行中为防止叶片损坏应采取哪些措施？
1、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) 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。
2、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) 蒸汽参数和各监视段压力、真空等超过极限值应限负荷运行。
（3) 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。
4. 紧急停机的主要操作步骤?
（1) 手打“危急遮断器”或按“紧急停机”按钮，确认高、中压自动主汽门、调速汽门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，负荷到零。
（2) 发电机逆功率保护动作，注意机组转速应下降。
（3) 启动交流润滑油泵(低压油泵)。
（4) 开启真空破坏门，停射水泵(真空泵)。
（5) 关闭汽轮机进汽电动门，将启动阀、同步器置于“零”位（液调机组）。
（6) 调整发电机转子进水压力(指双水内冷发电机)。
（7) 关闭除氧器、各加热器进汽电动门，禁止向凝结器排汽水。
（8) 开启汽缸本体及抽汽管道、主再热蒸汽管道疏水门充分疏水。
（9) 停运汽动给水泵。如锅炉需要补水应启动电动给水泵运行。
（10) 启动顶轴油泵（确认顶轴油泵联起）。
（11) 转子静止，记录惰走时间。确认动静部分无摩擦后投入盘车装置。
5. 汽轮机禁止启动的条件有哪些?
（1) 各主要参数指示表计不正常
（2) 各主要保护装置试验不合格
（3) 转子偏心度超标，各轴承挡油环处测的大轴晃动度超标。
（4) 高压缸排汽区、中压缸排汽区及中压缸抽汽区各上下缸金属温差超标。
（5) 盘车时汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声。
（6) 调速系统动作不正常，TV、GV、RSV、IV以及高排逆止门，各抽汽逆止门之一有卡涩或不能严密关闭。
（7) 主油箱、EH油箱油位低于规定值，油质不合格，油温低于极限值。
（8) EH油泵、交、直流润滑油泵、空氢侧密封油泵、顶轴油泵及盘车装置工作失常。
（9) 保温不完善，油系统漏油影响安全。
（10) 发电机严密性试验不合格,氢纯度不合格。
（11) DEH工作不正常，影响机组启停及正常运行。
（12) 汽机监视仪表TSI未投或动作失灵。
（13) 厂用及仪用压缩空气气源不正常。
6. 汽轮机发生水冲击的现象及处理?
1、 现象：
（1) 主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降。
（2) 主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸结合面，轴封处冒白烟或溅出水滴。
（3) 蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动。
（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，胀差减少。
（6) 汽机上、下缸金属温差增大或报警。
（7) 盘车状态下盘车电流增大。
2、 处理
（1) 确认水冲击事故发生时，应立即破坏真空紧急停机。
（2) 检查汽缸各疏水阀已联锁开启。
（3) 判断水冲击发生的原因，并彻底消除。若水冲击的发生是由于主蒸汽温度急剧下降，除氧器满水或轴封进水引起的，应立即将小机打闸停机。注意检查电动给水泵应自启动，否则手动启动。
（4) 若水冲击的发生是由于加热器满水引起的，应立即停用加热器，关闭加热器进汽门，开启加热器事故疏水调节阀降低水位，并检查进汽电动门前、抽汽逆止门后疏水阀确已开启。若满水是由于加热器钢管泄漏造成的，还应迅速解列加热器水侧。
（5) 若水冲击的发生是由于除氧器满水引起的，应立即停用四段抽汽，强关除氧器水位调节阀及旁路门，开启除氧器溢流门，关闭小机低压进汽电动门，关闭除氧器和辅汽联箱的四段抽汽进汽门，开启四段抽汽电动门前、逆止门后以及小机低压进汽管道疏水阀。待除氧器水位正常，且引起除氧器满水的原因彻底消除后，关闭除氧器溢流门，恢复除氧器水位调节阀自动，由辅汽联箱供汽，除氧器进汽加热。
（6) 若水冲击是由于轴封减温水调节阀失灵或调节不当引起的，应立即关闭故障之减温水调节阀前、后截门，开启轴封系统各启动疏水阀并充分疏水。
（7) 若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温关差超标时，应立即破坏真空，紧急停机。
（8) 正确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，记录盘车电流，测量大轴弯曲，倾听机组声音。
（9) 若惰走时间及盘车电流正常，机组内部无异音，且轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度、胀差、偏心率、大轴晃动度、高中压缸各上下金属温差均正常。得到值长的同意后，可重新启动，但汽机本体及管道应充分疏水。升速及带负荷过程中应密切监视轴向位移、胀差、推力轴承各金属温度、振动的变化，仔细倾听机组声音。如发现机组内部有异音或振动明显增大，应立即停止启动，停机检查。
（10) 机组盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常，同时加强机组内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视。
（11) 若水冲击时，轴向位移、推力轴承各金属温度、惰走时间明显缩短，机内有异音，盘车电流增大，且摆动范围增加，则须揭缸检查，不经检查机组严禁启动。
7. 机组跳闸后，汽轮机某调速汽门未关下处理?
（1) 若高压主汽门、中压主汽门均能关严，则机组跳闸后，转速应逐渐下降，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，并做出处理，动静态试验正常后，才考虑开机，否则，按规程规定，不允许开机。
（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地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，开启锅炉电磁泄放阀泄压。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地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，检查并确认冷再管路，热再热蒸汽管路疏水阀，低压旁路阀全开，增开—台循泵，确认主机转速渐下降，接下来处理与处理（2）相同。
8. 汽轮机组发生异常振动的处理?
（1) 机组振动增大达到报警值时（0.125mm），发出声光报警信号时，应适当降低机组负荷，查明原因予以处理。
（2) 若机组负荷或进汽参数骤变，引起振动增加时，应稳定负荷及进汽参数，同时检查机组膨胀、胀差、轴向位移、上、下缸金属温差的变化，检查滑销系统有无卡涩，待振动恢复正常后，再加减负荷或改变蒸汽参数。如汽缸进水，汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空紧急停机。
（3) 检查润滑油温度、压力及空、氢侧密封油温度是否正常，并按要求进行调整。
（4) 检查低压缸排汽温度是否正常，后缸喷雾调节阀是否打开，并采取措施予以处理。
（5) 联系电气检查发电机定子、转子电流是否平衡，并尽快消除。
（6) 注意机组振动，倾听机组声音。当振动达到跳机值（0.254mm反措为0.26mm）或汽轮发电机内部有明显有金属摩擦声或撞击声时，应立即破坏真空紧急停机。
9. 轴向位移增大的现象及处理?
1、现象：
（1) DEH画面上轴向位移指示增大。
（2) “汽机轴向位移大”声光报警信号发。
（3) &nb, sp; 推力轴承金属温度升高。
（4) 机组轴承金属温度升高。
（5) 调节级压力，监视段压力升高。
2、处理：
处理
（1) 发现轴向位移增大，应立即检查下列各指示：
A. 机组负荷。
B. 主、再热蒸汽参数。
C. 凝汽器真空。
D. 调节级压力及各监视段压力。
E. 推力瓦块各金属湿度及回油温度。
F. 胀差。
G. 振动。
H. 机组内部声音。
（2) 由于主蒸汽、再热蒸汽参数降低，引起机组过负荷时，应汇报值长通提高蒸汽参数，并适当减少机组负荷。若凝汽器真空下降，应立即查找原因。在采取了启动备用真空泵等措施后，真空仍无法恢复正常时，应汇报值长，按真空下降的事故处理规程规定减负荷，直到凝汽器真空、轴向位移，以及监视段各压力恢复正常为止。
（3) 机组过负荷，立即减负荷至正常值。
（4) 汽轮机叶片结垢，汇报值长降低机组出力，使轴向位移以及各监视段压力恢复正常。
（5) 汽轮机发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机。
（6) 轴向位移增大接近停机值，并伴随有不正常的响声或剧烈振动，应破坏真空紧急停机。
（7) 推力轴承断油，推力瓦块摩损或其它原因引起轴起位移增大达到停机值（600MW机组为±1mm）或推力轴承金属温度或回油温度升高达到停机值时，应立即破坏真空紧急停机。
10. 汽轮机调节级压力异常的原因及处理方法?
1、原因：
（1) 由于仪表测量原因，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。
2、处理：
（1) 机组运行中经常对调节级压力进行典型工况对比分析。
（2) 当主机调节级压力异常时，首先要具体分析找出原因，并加强相关参数的临视，如主汽压力、温度、真空等以及主机振动、差胀、轴位移，以及各段抽汽压力是否出现异常。
（3) 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。尽快联系热控人员处理。
（4) 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。
（5) 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。
（6) 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。加热器退出时要加强对调节级压力的监视(特别是多台加热器同时退出)。
（7) 当调节级压力升高至规定值时，机组应申请请降负荷处理。
11. 除氧器水位升高现象及处理方法?
1、现象：
（1) 除氧器水位指示上升。
（2) 除氧器水位高报警。
（3) 除氧器溢水阀开启。
2、处理：
（1) 发现除氧器水位升高，应立即核对就地水位计，判断除氧器水位是否真实升高。
（2) 检查除氧器水位调节阀动作情况是否正常，否则应切至手动调节，若旁路阀误开应及时关闭；若上水阀误开应立即关闭。
（3) 若除氧器压力突降造成虚假水位，应检查四段抽汽电动门、逆止门、除氧器调整门等是否关闭，若关闭应缓慢打开，使除氧器压力稳定升高，防止发生除氧器振动；如一时无法打开应倒运辅助汽源。
（4) 除氧器水位上升至高I值，应汇报值长，并设法降低除氧器水位至正常值。
（5) 除氧器水位上升至高Ⅱ值，检查溢水阀自动开启，水位调节阀自动关闭，否则应手动调整，并注意凝结水再循环阀动作情况及热井水位应正常，必要时开启除氧器底部放水阀放至正常水位后关闭。
（6) 水位继续上升至高Ⅲ值时，检查四抽至除氧器进汽阀、四级抽汽逆止阀除氧器水位调节阀及旁路阀、3号高压加热器至除氧器疏水阀应自动关闭，有关疏水阀自动开启，否则应手动解列除氧器。
（7) 经上述处理无效，无法维持机组正常运行，则应联系值长要求故障停机
12. 汽轮机主油箱油位下降的处理方法?
（1) 核对就地油位计指示正确,确认主油箱油位下降,检查油位下降原因并做相应处理。
（2) 若主油箱放油门误开应立即关闭。
（3) 若油系统排污门误开应立即关闭。
（4) 若由于主油箱滤油引起应立即停止虑油查明原因。
（5) 若密封油系统有泄漏应立即消除。
（6) 检查发电机有无进油,若有应立即消除。
（7) 检查冷油器有无泄漏,若有应立即切换冷油器,联系检修处理。
（8) 检查油系统有无泄漏,若有应及时消除漏油。
（9) 发现大量漏油不能立即消除时，应立即向主油箱补油并启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行，并注意监视主油箱油位。主油箱油位下降至机组停机值并且无法恢复时，应破坏真空紧急停机，并密切注意润滑油压的变化。
（10) 漏油接近高温管道时，应采取防火措施，严防火灾事故发生，发现浓烟或明火危急安全运行且无法消除时，应立即启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行。若火灾是由于高压油管泄漏所致，则启动直流润滑油泵，破坏真空紧急停机。
（11) 在整个处理过程中，要加强监视发电机密封油压及油箱油位的变化，监视油氢差压，如差压阀跟踪不好，应有专人手动调整密封油氢差压，严禁发电机漏氢。
13. 汽轮发电机轴承温度升高的处理方法?
（1) 当发现轴承温度或回油温度升高时，应全面检查：
A. 该轴承的金属温度。
B. 其它各轴承的金属温度及回油温度。
C. 润滑油压及油温。
D. 各轴承振动情况。
（2) 如轴承内有杂物或进、出口油管堵塞，使轴承金属温度，回油温度升高，应汇报值长，启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，适当提高润滑油压。经采取措施仍无效，并继续升高到规定值时，应破坏真空紧急停机。
（3) 润滑油温升高，使各轴承金属温度、回油温度升高时，应立即查明温度升高的原因。如冷却水中断或冷却水压力降低，应尽快恢复正常；如滤水器堵塞，应立即清理；如调节阀失灵，应立即联系热工进行处理，并适当打开调节阀旁路门予以调整；如冷却水门误关，应立即开启；如电加热器误投，应立即停用。
（4) 润滑油压降低，应立即启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，寻找原因予以处理。
（5) 当汽轮发电机组任意一轴承金属温度达、回油温度达到停机值时，应立即破坏真空紧急停机。
14. EH油压低的处理方法?
（1) 检查EH系统有无泄漏，如有泄漏，在保证系统运行的前提下隔离泄漏点。汇报值长，并联系检修处理。若系统无法隔离，应立即汇报值长，并联系检修加油。
（2) 检查卸载阀及溢流阀动作情况，若动作压力偏低，应汇报值长，通知检修调整。
（3) 检查高压蓄能器内氮气压力，低至正常值时，应汇报值长，通知检修重新充气。
（4) 若油动机伺服阀泄漏，应汇报值长，要求机组减负荷并根据具体的哪一个伺服阀泄漏，来决定机组减负荷多少。应尽快对泄漏点进行隔离，并通知检修处理。
（5) EH油泵故障或出口滤网前后差压升高时，应启动备用泵，停止运行泵，并汇报值长，通知检修处理。
（6) EH油压降低至联启备用泵时，备用泵应自启动，否则立即手动启动。
（7) EH油压降低至停机值时，停机保护应动作，否则应不破坏真空故障停机。1. 防止汽轮机严重超速的措施有哪些?
（1) 坚持按规定做汽轮机超速、喷油、静态试验，保证速度变动率、迟缓率符合规定。
（2) 机组充油试验正常，动作灵活无误。
（3) 机组大修后停机一个月及危急保安器解体后，应用提升转速的方法做超速试验。
（4) 机组冷态起动需做超速试验时，应先并网，按规定低负荷暖机后进行试验。
（5) 做保安器超速试验时，力求升速平稳。
（6) 热工的超速保护信号每次小修、大修后均要做试验，确保热工信号的动作定值正确，各项附加保护可靠投入。
（7) OPC（液压系统的超速限制滑阀）试验周期应与超速试验周期相同。
（8) 发现主、中压自动主、调汽门卡涩时，应立即汇报及时消除并按规定做汽门活动试验。
（9) 每次开停机检查主、调速汽门、抽汽逆止门的严密性，发现不严密应及时汇报，消除缺陷后方可开机。
（10) 蒸汽品质及汽轮机油质应定期化验，品质不合格应采取相应的措施。
（11) 合理调整机组的轴封压力，防止油中进水，当油中进水后应尽快消除。
（12) 做超速试验时，调节汽门应平稳逐渐开大，转速相应逐渐升至保安器动作转速，发现调节汽门突然开至最大，应立即打闸停机，防止发生严重超速。
（13) 做超速试验时应选择适当的参数，压力、温度应控制在规定的范围内，参数稳定后方可做超速试验。
2. 在哪些情况下汽轮机应破坏真空紧急停机?
（1) 汽轮发电机组任一道轴承振动达紧急停机值。
（2) 汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声和撞击声。
（3) 汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃。
（4) 汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或轴承回油温度突然上升至紧急停机值。
（5) 轴封内冒火花。
（6) 汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。
（7) 发电机或励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。
（8) 汽轮机转速上升到危急保安器动作转速（3330r/min）而危急保安器未动作。
（9) 汽轮机任一道轴承金属温度升高到紧急停机值。
（10) 润滑油压力下降至紧急停机值，虽经启动交直流润滑油泵仍无效。
（11) 汽轮机主油箱油位突然降至紧急停机值，虽经加油仍无法恢复。
（12) 汽轮机轴向位移达紧急停机值。
（13) 汽轮机差胀达紧急停机值。
3. 防止汽轮机轴瓦损坏运行采取的主要技术措施有哪些?
（1) 油系统各阀门应有标示牌，油系统切换工作按规程进行。
（2) 高低压供油设备定期试验，润滑油压应以汽轮机中心线距冷油器最远的轴瓦为准。直流油泵电源熔断器宜选用较高的等级。
（3) 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。
（4) 在机组起停止过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。
（5) 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
（6) 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.07～0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06～0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。
（7) 汽轮机定速后停止油泵运行时应注意油压的变化。
（8) 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。
（9) 油箱油位应符合维持正常，当油位下降时，应及时补油，油位下降至停机值补油无效时，应紧即停机。
（10) 定期试验油箱油油位低报警装置。运行中发现油位逐渐下降时应检查冷油器及油系统是否有泄漏及时处理。
（11) 运行中切换冷油器时，备用冷油器必须充满油。
（12) 停机前应试验润滑油泵正常后方可停机。
（13) 严格控制油温。
（14) 汽轮机任一道轴承断油冒烟或轴承回油温度突然上升至紧急停机值时紧急停机。
（15) 汽轮机任一轴承温度突升至紧急停机值时应紧急停机。
（16) 避免在机组振动不合格的情况下长期运行。
4. 在哪些情况下汽轮机不破坏真空故障停机?
（1) 真空降至规定值，负荷降至零仍无效。
（2) 额定汽压时，主蒸汽温度升高至最大允许值。
（3) 主、再热汽温度过低。
（4) 主蒸汽压力上升至最大允许值。
（5) 发电机断水超过规定值，断水保护拒动。
（6) 厂用电全部失去。
（7) 主油泵出现故障，不能维持正常时。
（8) 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。
（9) 凝结水管破裂，除氧器水位无法维持。
（10) 凝汽器铜管泄漏，循环水漏入汽侧。
5. 凝汽器真空缓慢下降的处理?
（1) 发现真空下降，应首先核对排汽温度及有关表计，确认真空下降应迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。
（2) 启动备用真空泵，如真空仍继续下降至一定值时，联系值长，机组开始减负荷以维持真空在规程要求的最低值以上，减负荷速率视真空下降的速度决定。
（3) 如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至跳机值时，应汇报值长，立即故障停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道至凝汽器所有疏水，（锅炉5％旁路）高压加热器事故疏水扩容器疏水门严禁开启。
（4) 真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。
（5) 注意低压缸排汽温度的变化，按规程要求打开汽缸喷雾调节阀，当排汽温度超过规程规定的停机值时应打闸停机。
（6) 事故处理过程中，应密切监视下列各项：
A. 各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。
B. 倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度变化。
6. 汽轮机油系统着火的处理?
（1) 值班人员一旦发现火情，应立即采取相应措施。如火势严重，无法看扑灭时，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。
（2) 值班人员应严守工作岗位，加强对机组运行情况的监视，保证非故障设备的正常运行。在消防队未来之前，应注意不使火势蔓延至非故障设备及电气设备和电缆处。
（3) 电气设备着火时，应先断开该设备电源，然后再进行灭火。对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火。严禁用水和泡沫灭火器灭火。
（4) 油系统着火可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或泡沫灭火器灭火。严禁用水和沙子（地面上可用水和沙子）灭火。
（5) 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。
（6) 如火势蔓延，无法消除，威胁到机组安全运行时，应破坏真空紧急停机。
（7) 根据情况（若主油箱着火），开启主油箱事故放油门（确认事故放油一次门已开启）。转子未静止之前，应维持主油箱的最低油位，并进行发电机的排氢工作。联系热工、电气切除火区设备电源。
（8) 发电机排氢置换过程中，应尽量保持定子冷却水系统继续运行。
（9) 因油系统着火停机时，若着火的原因已查清是高压油管道泄漏所致，事故停机时，应启动直流润滑油泵，以防火灾进一步扩大。
7. 机组起动前的准备一般有哪些内容（按系统投运回答）?
（1) 送厂用电，并给机组的辅机马达送电。
（2) 燃煤仓有足够的煤。
（3) 化学准备有足够的除盐水。
（4) 发电机氢冷、水冷系统建立。
（5) 工业水系统投运。
（6) 循环水系统投运。
（7) 汽轮机润滑油系统、密封油系统、调速油系统投运。
（8) 厂用电系统（辅助蒸汽系统）投运。
（9) 压缩空气系统投运。
（10) 凝结水系统投运。
（11) 锅炉辅助设备准备。
（12) 投运盘车。
（13) 关闭真空破坏阀，抽真空。
（14) 锅炉底部加热投运。
8. 锅炉点火后汽轮机冲转前的主要工作有哪些?
（1) 投入空预器连续吹灰。
（2) 投入高、低压旁路。
（3) 锅炉升温、升压调整汽包水位。
（4) 汽包压力升至一定值时，关闭过热器、再热器空气门、疏水门。
（5) 发电机、励磁机系统准备。
（6) 汽轮机各保护装置的投入。
（7) 确认汽轮机不存在禁止起动条件（DEH、盘车、偏心、上下缸温差、轴向位移、胀差、主再汽参数、真空、润滑油、EH油等）。
（8) 汽轮机本体、导汽管疏水检查。
（9) 汽轮机轴封系统检查。
（10) 汽轮机汽缸喷雾投自动。
9. 发电机氢压降低的处理?
（1) 确认表计失灵，指示不准时，应根据其它几块表计，进行分析比较，并联系热工处理。
（2) 检查密封油压是否正常，若密封油压失常，则查找原因，并采取措施消除。若短时间内不能恢复，应汇报值长降低负荷，并降低氢压运行，以维持密封油压与氢压间的正常差压。
（3) 排污门误开或关闭不严，应迅速查找并加以处理。
（4) 如油压正常，应根据氢压指示，不断向发电机补氢，如补氢无效，应对发电机结构元件的连接处进行查找，找出泄漏点。若漏氢点在发电机运行中不能消除时，应降低氢压运行。
（5) 按发电机氢压对应值减负荷，并注意对发电机入口风温、出口风温、铁芯温度和线圈温度的监视，待停机处理。
（6) 加强漏氢点的监视，漏氢点附近严禁动用明火。如果漏氢严重，不能维持最低氢压运行时，则停机处理。
（7) 确认发电机风温下降，应检查氢气冷却器出水温度调节阀的工作情况，若调节阀失灵，则先暂时改为手动调整，并联系热工处理。
10. 机组正常停运前的准备工作有哪些?
（1) 试投锅炉各油枪。
（2) 辅助蒸汽至除氧器和轴封母管暖管。
（3) 锅炉全面吹灰一次。
（4) 试启交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、密封油备用泵、盘车电机。
（5) 高、中压缸疏水阀控制开关在自动位置。
（6) 确认主机盘车控制在自动位置。
（7) 辅助蒸汽母管切至临机。
（8) 如长期停用，停运前应停止向原煤仓上煤。
11. 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?
1、现象：
（1) CRT画面上50%RB报警。
（2) 机组负荷快速下降。
（3) 光字牌上 “汽动给水泵故障”灯亮，同时事故喇叭响。
2、处理：
（1) 检查机组协调控制方式自动退出（切至“汽机跟随”方式，锅炉手动方式）目标负荷指令降至50%额定负荷。
（2) 检查磨煤机选择性自动跳闸进行燃料自动选择切换。
（3) 注意监视汽包水位，如水位自动调整波动幅度较大，应切为手动调整。
（4) 注意主、再热汽温的变化，在磨煤机跳闸后，应提前调整燃烧器辅助风挡板和燃烧器摆角，避免汽温大幅度下降。
（5) 当RB失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速将机组负荷降至50%额定负荷。
（6) 若RB工况发生机组减负荷至50%额定负荷，检查汽轮发电机振动、胀差、轴向位移、推力瓦温度及各轴承金属温度回油温度正常，凝汽器真空、监视段压力、轴封系统工作正常，维持该负荷运行。若汽轮机任一参数达到跳机值，调整后无法要保持时，应立即打闸停机。
（7) 汇报、联系有关人员，尽快查明故障原因，及时消缺。
12. 运行中高压加热器满水的现象、危害及处理?
1、现象：
（1) 给水温度下降（高加水侧进、出口温升下降），相同负荷下煤量增多，汽温升高，相应减温水量增大，排烟温度下降。
（2) 疏水温度降低。
（3) CRT上高加水位高或极高报警。
（4) 就地水位指示实际满水。
（5) 正常疏水阀全开及事故疏水阀频繁动作全开。
（6) 满水严重时抽汽温度下降，抽汽管道振动大，法兰结合面冒汽。
（7) 高压加热器严重满水时汽轮机有进水迹象，参数及声音异常。
（8) 若水侧泄漏则给水泵的给水流量与给水总量不匹配。
2、危害：
（1) 给水温度降低，影响机组效率。
（2) 若高加水侧泄漏，给水泵转速增大，影响给水泵安全运行。
（3) 严重满水时，可能造成汽轮机水冲击。
3、处理：
（1) 检查高加进出口温度变化,就地核对水位,确认高加水位高。
（2) 若高加泄漏，立即手动停运全部高压加热器，并汇报值长，将机组负荷限制在允许值以内。
（3) 若疏水调节阀失灵，应及时通知检修处理。若高加运行中无法处理时，汇报值长，停运高加汽侧并将机组负荷限制在允许值以内，联系检修处理。
（4) 疏水调节阀失灵，造成高加水位“H”时，应确认本高加事故疏水调节阀已联锁开启，否则，开启本高加事故疏水调节阀。
（5) 疏水调节阀失灵，造成高加水位“HH”时，高加应事故解列，否则应手动解列高压加热器。
（6) 高加解列时注意负荷,汽温及机组振动,轴位移的变化,及时调节，当满水严重危急汽轮机安全时应打闸停机。
13. 汽动给水泵冲车前应做哪些准备工作?
（1) 给水泵汽轮机及给水泵检修工作结束。
（2) 给水泵及给水系统有关放水门关闭。
（3) 给水泵及汽轮机系统有关电动阀门各泵电机（盘车电机）送电。
（4) 汽动给水泵组油系统具备通油条件。
（5) 投入给水泵的密封水、轴承冷却水及汽轮机凝汽器冷却水。
（6) 给水泵注水并排净泵内空气后暖泵。
（7) 确认热工测量、显示、联锁、保护、自动调节回路已投入。
（8) 油系统通油，进行油循环，汽动给水泵各轴承油压调整，油系统各油泵联运试验。
（9) 启动一台交流（主）油泵，辅助油泵、事故油泵投备用，当油温达到设定值时启动排烟风机。
（10) 油系统投入运行后，检查给水泵各轴承油压是否正常，各轴承回油畅通，油系统无漏油，油泵联动试验正常。
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。
14. 运行中如何对监视段压力进行分析？
（1) 在安装或大修后，应在正常运行工况下对汽轮机通流部分进行实测，求得机组负荷、主汽流量与各监视段压力之间的关系，以作为平时监督的标准。
（2) 除了汽轮机最后一、二级外，调节级压力和各抽汽压力均与主蒸汽流量成正比变化。根据这个关系，在运行中通过监视调节级压力和各段抽汽压力，有效地监督通流部分工作是否正常。
（3) 在同一负荷（主蒸汽流量）下，监视段压力增高，则说明该监视段后通流面积减少，或者高压加热器停运、抽汽减少。多数情况是因叶片结垢而引起通流面积减少，有时也可能因叶片断裂、机械杂物堵塞造成监视段压力升高。
（4) 如果调节级和高压缸一段、二段抽汽压力同时升高，则可能是中压调门开度受阻或者中压缸某级抽汽停运。
（5) 监视段压力不但要看其绝对值增高是否超过规定值，还要监视各段之间压差是否超过规定值。若某个级段的压差过大，则可能导致叶片等设备损坏事故。
15. 试述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晃动度，确认大轴晃度在允许的范围内才可以进行启动。因为当大轴晃度超过规定范围时，说明转子存在一定程度的弯曲，若在这种情况下冲转，就很容易造成动静摩擦，这种低速下的摩擦会引起热膨胀，产生恶性循环，最终引起大轴弯曲。
（2) 上下缸温差一定要在规定的范围内。如果上下缸温差过大，将使汽缸产生很大的热挠曲。当调节级处上下缸温差变化10℃时，该处动静部分的径向间隙变化约为0.1～0.15㎜。实践证明，上下缸温差过大，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，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。大机组启动过程复杂，往往很难避免动静部分的局部摩擦，监视动静摩擦的主要手段还是监督机组振动情况。在第一临界转速下发生动静摩擦时，引起大加弯曲的威胁最大，因此在中速以下汽轮机轴承振动达到规程规定停机值时，必须打闸停机，切忌在振动增大时降速暖机。
在遇有异常情况打闸停机时，要注意检查转子的惰走时间，如发现比正常情况下有明显的变化，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。
16. 试述防止低温脆性破裂事故，应在运行维护方面做哪些措施？
（1) 尽量避免或减少热冲击损伤。冲转时控制主汽温度过热度符合在规程规定值。
（2) 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，注意金属升温率和温差。
（3) 正常运行时应严格控制一、二次汽温，不可超限或大幅度变化。
（4) 应当按规程要求带一定负荷暖机一定时间后才可做超速试验。通常，转子中心孔处的强度是能够满足要求的，但在超速试验时，危急保安器动作转速是额定转速的1.1～1.12倍，这时转子中心孔处的离心拉应力为1.21～1.25倍，金属材料的安全系数大大降低。为了降低合成应力，必须降低热应力，出路就是长时间暖机消除或降低中压转子内外温差。然后才能做超速试验。
（5) 中速暖机待高、中压内缸下壁温度达到规程规定值时方可升速至全速，确保转子中心孔温度高于低温脆性转变温度。
（6) 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幅度。尤其采用滑参数停机，是有利于减少热应力的危害性。
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17. 发电机解列后，6KV厂用电已倒为备用电源带，6KV工作电源开关为什么必需解除备用？
（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并列，发电机很显然不符合并列条件，故将造成发电机非同期并列，对发电机造成很大的电流冲击。
（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（5～7倍额定电流）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开关开断不了而发生爆炸，损坏设备的同时将危及人身安全。
18. 为什么电流互感器在运行中其二次侧不允许开路？
电流互感器在运行中当一次电流为额定值时,由于二次电流产生的去磁磁通抵消大部分一次电流产生的激磁磁通，使其铁芯中的磁通密度仅为600到1000高斯。如果电流互感器运行中二次侧开路，则二次侧无电流，去磁磁通消失，铁芯中的磁通急剧增加，使铁芯马上严重饱和（磁通密度可高达14000 ～18000高斯），磁通随时间变化的曲线变为平顶波，当磁通曲线过零点时，其变化非常快，对应于该点的感应电势非常高（高达上万伏）。于是，电流互感器运行中二次侧开路就产生以下后果：
（1）产生很高的电压对设备和运行人员有很大危险。
（2）铁芯损耗增加，引起严重发热，有烧毁的可能性。
（3）在铁芯中产生剩磁，使电流互感器的误差增大。
所以，电流互感器运行中其二次侧严禁开路。
19. 为什么同步发电机励磁回路的灭磁开关不能改成动作迅速的断路器？
由于发电机励磁回路存在很大的电感，根据需要灭磁开关突然断开时，大的电感电路突然断路，而直流电流没有过零的时刻，电弧熄灭瞬间会产生过电压。电弧熄灭的越快，电流的变化率就越大，过电压值就越高。如果灭磁开关为动作迅速的断路器，这就有可能在转子上产生很高的电压而造成励磁回路的绝缘被击穿而损坏。因此，同步发电机励磁回路的灭磁开关不能改成动作迅速的断路器。
20. 发电机启动升压过程中为什么要监视转子电流和定子电流？
发电机升压过程中监视转子电流的目的：
（1）监视转子电流和与之对应的定子电压，可以发现励磁回路有无短路。
（2）额定电压下的转子电流较额定空载励磁电流显著增大时，可以粗略判定转子有匝间短路或定子铁芯有局部短路。
（3）电压回路断线或电压表卡涩时，防止发电机电压升得过高，威胁发电机等设备的绝缘。
（4）发电机升压过程中监视定子电流的目的是为了判断发电机出口及主变压器高压侧有无短路线。
21. 为什么发电机转子一点接地后容易发生第二点接地？
发电机转子一点接地后励磁回路对地电压将有所升高。在正常情况下，励磁回路对地电压约为励磁电压的一半。当励磁回路的一端发生金属性接地故障时，另一端对地电压将升高为全部励磁电压值，即比正常电压值高出一倍。在这种情况下运行，当切断励磁回路中的开关或一次回路的主断路器时，将在励磁回路中产生暂态过电压，在此电压作用下，可能将励磁回路中其它绝缘薄弱的地方击穿，从而导致第二点接地。
22. 机组大小修，主变经过耐压试验后，第一次启动时，为什么发电机启动保护容易动作？如何防止？
主变进行耐压试验时，在主变的绕组中施加直流电压，从而在主变铁芯中建立直流磁场。试验结束后，不可避免在铁芯中存在剩磁。大小修后第一次启动时，由于发电机自动励磁装置升压速度较快，也就是说主变上电压的上升速度较快。这时交流电建立主变中的激磁磁通，必须克服主变铁芯中的剩磁，相应主变的激磁涌流也就比平时的大，有可能达到使发电的启动保护动作值而使保护动作。
有两种方法可以避免启动保护动作：
（1）发电机加励磁前退出发电机启动保护（不提倡）。
（2）将励磁调节器（不管是自动还是手动）调在最低限，手动合上励磁开关，缓慢零起升压。
1. 对于主变为 （Y /△—11）接线的发变组系统，发电机非全相运行的现象及原则处理步骤是什么？
一般在发电机并网或解列时，易发生非全相运行，对于主变为 （Y /△—11）接线的发变组回路，发生非全相运行时有如下现象：
（1）发电机出口开关两相断开，一相未断时，若主变中性点接地，则发电机三相电流中两相相等或近似相等，另一相电流为零或近似为零；若中性点不接地，则发电机三相电流为零或近似为零。
（2）发电机出口开关一相断开，两相未断开时，发电机三相电流中两相相等或近似相等，且仅为另一相电流的一半左右。
（3）发电机负序电流表指示异常增大。
原则处理步骤如下：
（1）发电机并列时，发生非全相合闸，应立即调整发电机有功、无功负荷到零，将发电机与系统解列；如解列不掉，则应立即断开发电机所在母线上的所有开关（包括分段开关、母联开关及旁路开关）。
（2）发电机解列时，发生非全相分闸，应立即减发电机有功、无功负荷到零，立即断开发电机所在母线上的所有开关（包括分段开关、母联开关及旁路开关）。当某线路开关也断不开时，通知省调，令线路对侧断开其开关。
（3）当发生非全相运行时，灭磁开关已跳闸，若汽机主汽门已关闭，应立即断开发电机所在220KV母线上的所有开关（包括分段开关、母联开关及旁路开关）；若汽机主汽未关闭时，则应立即合上灭磁开关,再立即断开发电机所在220KV母线上的所有开关（包括分段开关、母联开关及旁路开关）。
（4）做好发电机定子电流和负序电流变化、非全相运行时间、保护动作情况、有关操作等项目的记录，以备事后对发电机的状况进行分析。
2. 为什么大型发电机要装设100％定子接地保护？
（1）大型发电机，特别是水内冷发电机，由于机械损伤或发生漏水等原因，导致发电机中性点附近的定子绕组发生单相接地是完全存在的。
（2）发电机单相接地后，由于电容电流引起的间歇性电弧，将有可能对发电机定子铁芯等部件严重灼伤。
（3）如果这种发电机单相接地不能及时发现并处理，将引发匝间短路、相间短路或两点接地短路等，从而严重损坏发电机定子线圈等部件。
（4）大型发电机由于材料利用率高，结构紧凑，发生定子铁芯等部件严重灼伤或定子线圈损坏等故障后，修复将变得十分困难。
鉴于以上原因，大型发电机要装设100％定子接地保护。
3. 运行中的电压互感器二次为什么不允许短路？
电压互感器二次电压与一次电压相比低得多，故二次侧匝数很少，内阻很小。正常运行中电压互感器二次侧负载阻抗较大，相当于开路运行，其中流过的电流很小。如果电压互感器二次侧短路，由于其内阻很小，将在二次线圈中产生很大的短路电流，极易烧坏电压互感器。所以电压互感器二次不允许短路。
4. 为什么要从变压器的高压侧引出分接头？
通常无载调压变压器都是从高压侧引出分接头的，这是因为高压绕组套在低压绕组外面，焊接分接头比较方便；又因高压侧流过的电流小，可以使出线和分接开关载流部分的截面小一些，从而使接触不良的问题比较容易解决。
5. 为什么电动机不允许过载运行?
电动机所带负载过重时，转子转速下降，电动机的转差率增大，这时电动机的定子电流将增大。当定子电流较长时间超过额定值运行时，发热量的增加将使电动机温度升高，使绝缘过热加速老化，甚至于烧毁电动机。
6. 为什么要进行厂用电动机自启动校验？
电厂中不少重要负荷的电动机都要参与自启动，以保障机炉运行少受影响。因成批电动机同时参加自启动，很大的启动电流会在厂用变压器和线路等元件中引起较大的电压降，使厂用母线电压降低很多。这样，可能因母线电压过低，使某些电动机电磁转矩小于机械阻力转矩而启动不了；还可能因启动时间过长而引起电动机的过热，甚至危及电动机的安全与寿命以及厂用电的稳定运行。所以，为了保证自启动能够实现，必须要进行厂用电动机自启动校验。
7. 为什么动力用的熔断器都装在刀闸的负荷侧而不装在电源侧（母线侧）？
熔断器装在刀闸的电源侧，当刀闸拉开后，熔断器未与电源断开，如果要检查或更换熔断器，则须带电工作，容易造成触电事故。所以，为了用电安全，必需将熔断器装在刀闸的负荷侧。
8. 为什么在使用兆欧表时，测量用的引线不能编织一起？
兆欧表的电压较高，在使用时如果将两根引线编织在一起进行测量，如果导线的绝缘不良，相当于被测设备上并联了一个低值电阻，将会使测量误差变得很大。即是导线绝缘良好，由于导线编织在一起，距离较近，分布电容的存在也将是测量结果出现大的误差。所以，兆欧表测量用的引线不能编织在一起使用。
9. 为什么电力母线等设备要涂有色漆？
电力母线等设备刷涂色漆的原因如下：
（1）便于运行及检修人员识别直流的极性和交流的相别。
（2）可以提高母线等设备的散热效果（可提高12～15％）。
（3）对于铜母线等还可以起到防锈作用。
10. 试论述提高电力系统动态稳定性的措施有哪些？
（1）快速切除短路故障和采用自动重合闸装置。
（2）提高发电机输出的电磁功率。
a、对发电机实施强行励磁。
b、电气制动和机械制动。
c、变压器中性点经小阻抗接地
（3）减少原动机的输出功率。
a、对汽轮机来说快速关闭主汽门。
b、对水轮机来说采用连锁切机。
（4）设置开关站和采用强行串联电容补偿。
（5）选择合理的运行方式。
11. 何谓电气设备的倒闸操作？发电厂及电力系统倒闸操作的主要内容有哪些？
当电气设备由一种状态转换到另一种状态或改变系统的运行方式时，需要进行一系列操作，这种操作叫做电气设备的倒闸操作。倒闸操作主要有：
（1）电力变压器的停、送电操作。
（2）电力线路停、送电操作。
（3）发电机的启动、并列和解列操作。
（4）网络的合环与解环。
（5）母线接线方式的改变(即倒母线操作)。
（6）中性点接地方式的改变和消弧线圈的调整。
（7）继电保护和自动装置使用状态的改变。
（8）接地线的安装与拆除等。
12. 试论述发电机运行中失去励磁，对其本身有何影响？
对发电机有下列影响：
（1）发电机失去励磁后，由送出无功功率变为吸收无功功率，且滑差越大，发电机的等效电抗越小，吸收的无功功率越大，致使失磁发电机的定子绕组过电流。
（2）转子的转速和定子绕组合成的旋转磁场的转速出现转差后，转子表面（包括本体、槽楔、护环等）将感应出滑差频率电流，造成转子局部过热，这对发电机的危害最大。
（3）异步运行时，其转矩发生周期性变化，使定、转子及其基础不断受到异常的机械力矩的冲击，机组振动加剧，威胁发电机的安全运行。
（4）当失磁程度严重时，如果有关保护不及时动作，发电机及汽轮机转子将马上超速，后果不堪设想。
13. 试论述频率、电压异常时对发电机、变压器的影响。
（1）频率不变，电压高于额定值时，容易使发电机、变压器产生过激磁，磁路饱和的直接后果是定子铁芯严重发热；电压降低时则电能质量不合格，发电机的稳定性降低。
（2）电压不变，频率降低，则发电机、变压器容易过激磁，汽轮机效率降低，且易发生低周疲劳；频率升高，则使发电机各部位的机械强度经受考验。
（3）最严重的情况是当发电机解列后其频率降低，当励磁系统故障使其电压不降低反而升高时发电机将迅速过激磁。所以发电机解列后，一定要立即检查发电机电压快速衰减至零。
14. 试论述倒闸操作中应重点防止那些误操作事故？
50%以上的电气误操作事故发生在10KV及以下系统；另外,以下五种误操作，约占电气误操作事故的80%以上，其性质恶劣，后果严重，是我们日常防止误操作的重点：
（1）误拉、误合断路器或隔离开关。
（2）带负荷拉合隔离开关。
（3）带电挂地线或带电合接地刀闸。
（4）带地线合闸。
（5）非同期并列。
除以上5点外，防止操作人员高空坠落，误入带电间隔、误登带电架构、避免人身触电，也是倒闸操作中应注意的重点。
15. 怎样进行变压器充电操作？为什么这样操作？
（1）唱票复诵，确认无误后，首先右手放在所充电的变压器操作开关上。
（2）眼睛观看其电流表。
（3）合上变压器高压开关。
（4）查看电流表指示从0摆动到某一值，然后又返回到0。
原因：（1）唱票复诵，确认该变压器控制开关后，手放在其上面，确保不会再发生误操作。
（2）眼睛必需观看电流表，因为充电时电流表的摆动是一瞬间的过程，否则，可能看不到变压器是否充电。
16. 发电机失磁后对电力系统有什么不利影响？
（1）发电机失磁后，不仅不能向系统输出无功功率，反而还要从系统吸收无功功率以建立磁场，这就使系统出现无功差额。
（2）如果系统中无功功率储备不足，将会引起系统电压水平下降。
（3）由于其它发电机要向失磁的发电机提供无功功率，可能造成系统其它的发电机过电流。失磁的发电机的容量在系统中所占的比重愈大，这种过电流愈严重。如果其它发电机因过流而保护动作跳闸，将会使系统无功缺额更大，造成系统电压进一步下降，严重时将会因电压崩溃而造成系统瓦解。
17. 试论述用摇表测量电气设备绝缘电阻的步骤?
（1）根据被测设备的电压等级，选用电压等级与之相适应的摇表。
（2）应由两个及以上人员进行测量操作。
（3）测量前，必须验明被测设备三相确无电压，也无突然来电的可能性。
（3）摇表的引线不能编织在一起。
（4）必要时，用一金属遮护环包在绝缘体表面经导线引至屏蔽端子，以消除泄漏电流的影响。
（5）测量前，要试验摇表良好；将其两根引线短接，然后慢慢一摇，表针指示为0表明表及良好。
（6）将摇表的一根引线接在可靠的接地点上，另一引线接在被测设备上（戴绝缘手套或用其它绝缘工具）。
（7）一定要保持摇表的转速快速且均匀。
（8）当被测设备具有大的电容或电感存在时，要经过充分长的时间后，再读出摇表指示的绝缘值。 ≥1.3。
（9）分别测完相对地绝缘后，必要时还要测量相间接通。
（10）当被测设备具有大的电容或电感存在时，在测完绝缘后，应对被测设备放电，防止静电伤人。
（11）做好记录。
18. 试论述直流母线电压消失的处理原则？
（1）直流母线电压消失，则蓄电池组出口保险肯定熔断，很可能为母线短路引起。
（2）若故障点明显，应立即将其隔离，恢复母线送电。
（3）如故障点不明显，应断开失电母线上全部负荷开关，测量母线绝缘电阻合格后，用充电装置对母线送电。送电正常后再装上蓄电池组出口保险。然后依次对各负荷测其绝缘合格后送电。
（4）如同时发现某个负荷保险熔断或严重发热，则应查明该回路确无短路后，方可对其送电。
（5）直流母线发生短路后，应对蓄电池组进行一次全面检查。
19. 试论述发电机应紧急停机的条件是什么？
（1）发电机、励磁机内冒烟，着火或发电机内发生氢气爆炸。
（2）主变、高厂变严重故障，需要紧急停用。
（3）发电机密封油中断，且不能迅速恢复。
（4）发电机或主励磁机滑环发生强烈的环形火花，无法消除。
（5）发电机组发生强烈振动（大大超过规定允许值）。
（6）汽轮机跳闸而发电机主断路器并未跳闸。
（7）发生危及人身和设备安全的其它事故。
20. 试论述变压器紧急停运的条件是什么？
（1）变压器内部响声异常增大，很不正常，有明显放电声。
（2）变压器套管炸裂，闪络放电，引线端子熔化。
（3）变压器冒烟着火，防爆门喷油烟。
（4）在正常冷却条件下，变压器温度不断升高，并超高其温度极限值。
（5）变压器漏油严重，油位无法保持，已看不到油位。
（6）变压器发生故障危及安全，而有关保护装置拒动。
（7）变压器周围发生着火或爆炸，对变压器构成威胁。
（8）发生人身事故。
21. 试论述电动机紧急停运的条件是什么？
（1）电动机或所带机械运行中危及人身安全。
（2）电动机所带机械设备严重损坏，无法继续运行。
（3）电动机着火。
（4）电动机发生强烈振动或轴向位移很大或扫膛。
（5）电动机温度或其轴承温度急剧升高，已超过允许值。
（6）电动机转速急剧下降，电流突减至零或电流突增且超过额定值。
（7）水淹电动机。
22. 运行中的直流系统为什么要进行绝缘监视？
运行中的直流装置发生一极接地并不引起严重的后果，但不允许在一极接地的情况下长期运行。因为一旦另外一极再发生接地时，可能造成信号装置、继电保护和控制回路的误动作，使开关跳闸。为此，必须装设直流系统的绝缘监察装置，以便及时发现及消除直流系统的一点接地故障。
23. 试论述变压器运行中应检查那些项目？
（1）变压器周围及变压器本体各部干净整洁，无渗油、无漏油。
（2）变压器声音正常。
（3）变压器温度正常，无烧糊味。
（4）检查油枕、油套管的油色、油位正常。
（5）瓦斯继电器内无气体，充满清洁、透明的油。
（6）冷却器各部良好，运行正常；冷却器的运行方式与变压器的运行状况相适应。
（7）变压器各部接线正确，套管无裂纹及放电痕迹，防爆门玻璃完好。
（8）变压器各引线无过热及断裂现象。
（9）干燥剂无失效。
（10）变压器室通风良好，照明良好，房屋不漏水。
24. 为什么要求同步发电机在内部故障时能进行快速灭磁？
同步发电机发生内部短路故障时，虽然继电保护装置能迅速地把发电机与系统断开，但如果不能同时将励磁电流快速降低到接近零值，则由磁场电流产生的感应电势将继续向故障点提供故障电流电流，时间一长将会使故障扩大，造成发电机绕组甚至铁心严重受损。因此 当发电机发生内部故障时，在继电保护动作快速切断主断路器的同时，还要求励磁系统能对发电机进行快速灭磁。
25. 为什么要规定变压器的允许温升？
变压器运行时，当周围环境温度下降很多时，变压器的外壳散热能力将大大增加，而变压器内部的散热能力却提高很少，尽管有时变压器上层油温尚未超过额定值，但温升却很高，绕组也会有过热现象。因此，变压器运行时要规定允许温升。
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26. 汽包的作用是什么？
汽包是锅炉的重要部件，其作用主要有：
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。
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。
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。
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。
27. 主、再热蒸汽系统水压试验范围？
包括：从给水进口直到蒸汽出口，即省煤器、汽包、水冷壁、过热器、减温器和汽水管道、阀门以及相关的疏放水管、仪表取样门等二次门以内（一次门全开）的设备。
再热器系统水压试验的范围包括：冷段再热器、热段再热器、事故喷水和其管道及有关的排汽、疏水管和阀门（一次门全开）等。
28. 锅炉根据什么来增减燃料以适应外界负荷的变化？
外界的负荷是在不断变化的，锅炉要经常调整燃料量以适应外界负荷的变化。调整燃料量的根据是主汽压力。汽压反映了锅炉蒸发量与负荷的平衡关系。当锅炉蒸发量大于外界负荷时，汽压必然升高；此时应减少燃料量，使蒸发量减少到与外界负荷相等时，汽压才能保持不变。当锅炉蒸发量小于外界负荷时，汽压必然要降低；此时应增加燃料量，使锅炉蒸发量增加到与外界负荷相等时汽压才能稳定。
29. 为什么锅炉在运行中应经常监视排烟温度的变化？锅炉排烟温度升高一般是什么原因造成的？
因为排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般为送入热量的6%左右；排烟温度每增加12～15℃，排烟热损失增加1%，所以排烟温度应是锅炉运行中最重要的指标之一，必须重点监视。使排烟温度升高的因素如下：
⑴受热面积灰、结渣。
⑵过剩空气系数过大。
⑶漏风系数过大。
⑷给水温度。
⑸燃料中的水分。
⑹锅炉负荷
⑺燃料品种。
⑻制粉系统的运行方式。
30. 煤粉气流的着火温度与哪三个因素有关？它们对其影响如何？
煤的挥发份、煤粉细度和煤粉气流的流动结构有关。挥发份越低，着火温度越高；反之，挥发份高，着火温度低。煤粉越粗，着火温度愈高，反之煤粉越粗着火温度越低。煤粉气流为紊流，对着火温度也有一定的影响。
31. 风机运行中发生哪些异常应加强监视？
（1） 风机突然发生振动、窜轴或有摩擦声音，并有所增大时。
（2） 轴承温度升高，没有查明原因时。
（3） 轴瓦冷却水中断或水量过小时。
（4） 风机室内有异常声音，原因不明时。
（5） 电动机温度升高或有尖叫声时。
（6） 并联或串联风机运行其中一台停运，对运行风机应加强监视。
32. 钢球磨煤机大瓦烧损的主要原因是什么？如何处理？
其主要原因及处理如下；
（1）主要原因：
1) 大瓦润滑油失去。
2) 油质不好使润滑油降低或油中进入煤粉。
3) 润滑油温过高，失去润滑作用。
4) 大瓦冷却水少或中断时间较长。
5) 机械振动严重。
6) 空心轴颈故障，如裂纹、变形造成间隙的改变，产生摩擦而引起大瓦烧损。
（2）处理：发生大瓦温度高时，必须立即处理，如温度过高加大润滑油量，重点监视，查明原因。如大瓦冒烟应立即停止磨煤机运行，保持润滑油系统运行正常，开大油门，增加油量，查明原因处理。如油系统故障，应立即恢复油系统运行，有备用设备应投入备用设备运行。如油质不良，油杂质过多，要彻底换油，如冷却水中断应立即恢复冷却水。如机械振动或设备问题造成摩擦，通知检修处理，各缺陷消除后方可启动。
33. 空压机故障停止的条件有哪些？
其停止条件如下；
空压机各部温度、压力超过规定值，经多方处理无法恢复正常时。
空压机回气或漏水时。
危及人身及设备安全时。
冷却水中断时。
机械故障有损坏设备危险时。
电动机转子和静子摩擦引起强烈振动或者冒火冒烟时。
34. 离心泵“汽蚀”的危害是什么？如何防止？
汽蚀现象发生后，使能量损失增加，水泵的流量、扬程、效率同时下降，而且噪音和振动加剧，当严重时水流将全部中断。
为防止“汽蚀”现象的发生，在泵的设计方面应减少吸水管阻力；装设前置泵和诱导轮。运行方面要防止水泵启动后长时间不开出口门。
35. 为什么对流过热器的汽温随负荷的增加而升高？
在对流过热器中，烟气与管壁外的换热方式主要是对流换热，对流换热不仅与烟气的温度，而且与烟气的流速有关。当锅炉负荷增加时，燃料量增加烟气量增多，通过过热器的烟气流速相应增加，因而提高了烟气侧的对流放热系数，同时，当锅炉负荷增加时，炉膛出口烟气温度也升高，从而提高了过热器平均温差。虽然流经过热器的蒸汽流量随锅炉负荷的增加而增加，其吸热量也增多；但是，由于传热系数和平均温差同时增大，使过热器传热量的增加大于蒸汽流量增加而要增加的吸热量。因此，单位蒸汽所获得的热量相对增多，出口汽温也就相对升高。
36. 再热蒸汽用喷水减温有什么危害？
使用喷水减温将使机组的热效率降低。这是因为，使用喷水减温，将使中低压缸工质流量增加。这些蒸汽仅在中低压缸做功，就整个回热系统而言，限制了高压缸的做功能力。而且在原来热循环效率越高的情况下，如增加喷水量，则循环效率降低就越多。
37. 为什么要安装锅炉灭火保护装置？
锅炉运行时，由于锅炉负荷过低、燃料质量下降、风量突增突减操作不当等原因，都容易造成锅炉灭火。灭火不仅有甩负荷、炉膛“放炮”的危险，对直流锅炉还有高压水冲入汽轮机的危险。因为锅炉由灭火至炉膛“放炮”往往只经历几十秒钟，甚至只有十几秒，在如此短的时间内，运行人员要作出正确的判断并及时处理是相当困难的，因此锅炉燃烧系统要安装锅炉灭火保护装置。
38. 旁路系统怎样保护再热器？
正常工况时，汽轮机高压缸的排汽通过再热器将蒸汽再热到额定温度，并使再热器得以冷却保护。在锅炉点火初期，汽轮机尚未冲转或甩负荷等工况时，汽机高压缸没有排汽来冷却再热器，则由旁路系统来的降压减温后的蒸汽，以保护再热器。
39. 煤粉细度及煤粉均匀性对燃烧有何影响？
煤粉越细，越均匀，煤粉总的表面积越大，挥发份越容易尽快析出，有利于着火和燃烧，降低排烟、化学、机械不完全燃烧热损失，提高锅炉效率，但煤粉过细炉膛容易结焦。
煤粉越粗，越不均匀，不易着火，燃烧时间延长，使燃烧不稳，火焰中心上移，烟温升高，增加机械不完全燃烧和排烟损失，降低锅炉效率，并增加受热面磨损。
40. 运行中减少锅炉排烟损失措施是什么？
其措施如下：
减少排烟量。保持适当的过剩空气量，减少锅炉漏风。
减低排烟温度，保持受热面清洁，防止结焦、积灰。
减少制粉系统漏风。
41. 对一次风速和风量的要求是什么？
其要求如下：
一次风量和风速不宜过大。一次风量和风速增大，将使煤粉气流加热到着火温度，所需时间增长，热量增多；着火远离喷燃器，可能使火焰中断，引起灭火，或火焰伸长引起结焦。
一次风量和风速不宜过低。一次风量和风速过低，煤粉混合不均匀，燃烧不稳，增加不完全燃烧损失，严重时造成一次风管堵塞。着火点过于靠近喷燃器，有可能烧坏喷燃器或造成喷燃器附近结焦。
42. 结焦的原因有哪些？
结焦的原因有：
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。
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。
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。
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。
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。
1. 二次风对锅炉燃烧有什么影响？
二次风是锅炉燃烧的主要高温风源，对锅炉的煤粉燃烧影响是很大的。
⑴二次风量过大，将造成炉膛温度降低，蒸汽温度升高，并使锅炉的排烟热损失增加。
⑵二次风量过小，使煤粉燃烧大量缺氧，使化学和机械未完全燃烧热损失增加，严重时造成锅炉灭火等事故。
⑶合理二次风的配备需要经过燃烧调整比较来确定，它是保证锅炉炉膛内具有良好的空气动力场和燃烧的稳定性，保证锅炉安全经济运行的基础。因此，二次风速一般要大于一次风速，才能使空气与煤粉混合，使煤粉完全燃烧。但也不能过大，否则会造成二次风速吸引一次风，使风粉混合提前，影响着火。二次风速过大，还会冲击下游一次风粉气流，使之偏转贴墙，造成炉膛结渣或增大机械不完全燃烧损失。
2. 为什么要进行燃烧调整试验，其基本内容是什么？
通过燃烧调整试验，可以了解运行工况对锅炉效率的影响，并寻求最佳运行工况，为锅炉的安全经济运行提供依据，所以，新投产的机组和改造大修后的锅炉都要进行燃烧调整试验，其基本内容如下：
⑴锅炉负荷，一般为100%、75%～80%负荷等工况。
⑵炉膛出口过剩空气系数，一般为1.1、1.2、1.3等工况。
⑶各层二次风挡板开度，一般为均匀形、宝塔形和倒宝塔形等工况。
⑷一次风速，由实际情况确定。
⑸煤粉细度，一般事先调整好。
按照上述基本内容再进行组合，最后根据结果得出最佳运行工况。
3. 如何防止锅炉受热面的高、低温腐蚀？
（1)高温腐蚀的防止：
运行中调整好燃烧，控制合理的过剩空气系数，防止一次风冲刷壁面，使未燃烬煤粉在结焦面上停留；合理配风，防止喷燃器附近壁面出现还原性气体。
提高金属的抗腐蚀能力。
降低燃料中的含硫量。
确定合适的煤粉细度。
（2)低温腐蚀的防止：
采用热风再循环或暖风器，提高空气预热器的进风温度，使预热器的冷端壁温超过酸露点温度一定数值。
降低燃料中的含硫量，运行中采用低氧燃烧。
采用耐腐蚀材料制成空气预热器的蓄热元件。
4. 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。
5. 汽包壁温差过大有什么危害？
当汽包上下壁或内外壁有温差时，将在汽包金属内产生附加热应力。这种热应力能够达到十分巨大的数值，可能使汽包发生弯曲变形、裂纹，缩短使用寿命。因此锅炉在启动、停止过程要严格控制汽包壁温差不超过40℃。
6. 锅炉点火后应注意什么？
（1） 立即调节配风，派人直接观察炉膛亮度，及烟囱冒烟情况，逐步调节油、风比例适度。如果油枪雾化不好，油量太多，或油枪喷射火焰太短，应检查油枪是否犯堵或雾化片有问题，查明原因及时处理。
（2） 为使锅炉受热均匀，应定期调换对角油枪。
（3） 按升温升压曲线要求，适当调整油量或增投油枪个数，及时调节配风。
（4） 点火后约一个小时可适当投入煤粉燃烧器，如粉仓没有煤粉；一般过热器后烟温达350℃，热风温度150℃以上时可投入第一套制粉系统。
（5） 如发生灭火，应以不低于25%的风量通风5分钟后重新点火。
（6） 经常检查燃油系统有无漏油，防止火灾事故的发生。
7. 何谓正平衡效率？如何计算？何谓反平衡效率？如何计算？电厂锅炉为什么采用反平衡计算效率？
通过输入热量Qr和有效利用热量Q1求得锅炉的效率，叫做正平衡效率，计算公式为：
通过各项热损失，求得锅炉的效率，叫做反平衡效率，计算公式：
η=[100-（q2+q3+q4+q5+q6）]%
电厂用反平衡求效率，这一方面是因为用正平衡法误差较大，而且计算中计算煤量十分困难，而反平衡法，方便准确，此外在计算反平衡效率时首先求得各项热损失，这就有利于各项热损失的分析，以提高锅炉效率。
8. 降低锅炉各项热损失应采取哪些措施？
应采取以下几方面措施：
降低排烟热损失：应控制合理的过剩空气系数；减少炉膛和烟道各处漏风；制粉系统运行中尽量少用冷风和堵漏风；应及时吹灰、除焦，保持各受热面、尤其是空气预热器受热面清洁，以降低排烟温度；送风进风应采用炉顶处热风或尾部受热面夹皮墙内的热风。
降低化学不完全燃烧损失：主要保持适当的过剩空气系数，保持各燃烧器不缺氧燃烧，保持较高的炉温并使燃料与空气充分混合。
降低机械不完全燃烧热损失：应控制合理的过剩空气系数；保持合格的煤粉细度；炉膛容积和高度合理，燃烧器结构性能良好，并布置适当；一、二次风速调整合理。适当提高二次风速，以强化燃烧；炉内空气动力场工况良好，火焰能充满炉膛。
降低散热损失：要维护好锅炉炉墙金属结构及锅炉范围内及锅炉范围内的, 烟，风道，汽水管道，联箱等部位保温。
降低排污热损失：保证给水品质和温度，降低排污率。
9. 煤粉有哪些主要特性？
（1） 煤粉具有极大的表面积，它的颗粒直径随着磨煤机不同约为0～250,0～500微米之间，其中20～50微米的颗粒占大多数。
（2） 煤粉具有良好的流动性。流动性与煤粉密度、吸气量和干燥度成正比。
（3） 煤粉和空气的混合物容易分离，故制粉系统中都是用气体来输送煤粉。
（4） 煤粉与氧接触，会发生氧化，氧化时发热使温度升高，反过来温度升高又使氧化加速，从而发生煤粉自燃。
（5） 煤粉的爆炸性，当煤粉在空气中的浓度达到一定值时，0.3～0.6kg/m3，一遇火花，就会造成煤粉爆炸。
10. 锅炉停炉后汽包的冷却特点是什么？
在停炉冷却过程中，汽包由于绝热层较厚，向周围散失的热量不大，冷却速度比较慢，其壁温和其中的水长时间地保持在饱和温度。并且由于蒸汽对汽包壁的凝结放热量大于水对汽包壁的放热量，汽包上半部长期地保存着储存的热量。这样，汽包上半部壁温将高于下半部壁温。如果汽包冷却过快，其温差将达到很大的数值，从而会使汽包产生过大的热应力。因此，锅炉停炉以后，为保证汽包安全，切不可急剧冷却汽包。
11. 锅炉专业应从哪些方面提高单元制机组的经济性。
单元制机组中锅炉方面影响全厂经济性的因素共分五个方面：
⑴蒸汽参数：主汽压力、温度和再热器温度的高低与电厂的循环热效率有关。运行人员应加强运行调整，以保证参数在规定范围内。对主蒸汽或再热蒸汽汽温长期偏低或热偏差过大的锅炉应进行改造。
⑵锅炉的各项热损失：各项热损失大，锅炉效率低，发电煤耗增加。
⑶辅机电耗：辅机电耗大，厂用电率增加。
⑷⑸点火及助燃用油。
12. 如何进行正压法漏风试验
正压试验是燃烧室和烟道内保持正压来检查其是否漏风。其具体做法是，将引风机入口挡板和各炉门全部关闭，灰斗水封充水至最高水位，在送风机入口撒入白粉或施放烟幕。随后启动送风机，则白粉或烟幕被送入燃烧室和烟道中；将燃烧室保持正压50～100Pa（5～10mmH2O）如有缝隙和不严密，则白粉和烟幕就会从此溢出，并留下痕迹。试验后，可按漏风处留下痕迹进行堵塞处理。
对微正压锅炉漏风试验，还需引入压缩空气以提高燃烧室压力，对试验压力为 （500mmH2O），如10分钟内风压下降少于500Pa即算合格。
13. 锅炉在启动过程中应注意哪些问题？
锅炉在启动过程中应注意的问题：
（1）严密监视锅炉重要参数尤其是汽包水位。
（2）炉水循环泵启动过程中应谨慎操作，严密监视其电流、腔温、差压。
（3）严格控制炉膛出口烟气温度不超过538℃。
（4）加强燃烧调整，监视燃油压力流量及油枪雾化着火良好。
（5）升压过程中，应定期检查炉本体各部位的膨胀情况。
（6）各系统“自动”投入后，应注意其调节功能是否良好。
（7）升压过程中，应加强与化学联系控制炉水含硅量。
（8）应注意启、停制粉系统或投停给粉机时汽温、汽压和炉膛负压的变化。
（9）汽轮机冲转后，应防止过热蒸汽和再热蒸汽温度的急剧变化。
（10）除按《锅炉机组运行规程》进行操作外，还需按照值长、汽机和化学值班工的正确要求进行。
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14. 什么叫紧急停机、故障停机？
紧急停机就是设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。操作上不考虑带负荷情况，不需要回报领导，可随时打闸。
故障停机就是不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。操作上应先汇报领导，得到同意，迅速降负荷停机，无需破坏真空。
15. 单元机组运行中接受哪几个负荷变化指令？
（1） 运行操作员对机组设定的目标负荷，这是本机组就低（LOCAL）规定的机组出力要求；
（2） 调度中心自动调节系统（ADS或AGC）的遥控负荷分配要求；
（3） 电网频率偏差△f对机组负荷要求的修正；
（4） 机组内部的异常情况对机组负荷的修订。
16. 什么情况下负荷指令自动快速变化？
针对机组可能出现异常和故障情况作出快速反应，保证机组继续安全运行。根据异常和故障情况有以下几种快速反应。
（1） RUNBACK。当重要辅机故障时，负荷指令快速降到机组所能承担的相应水平；
（2） FCB。当电网或发电机故障时，负荷快速降到仅带厂用电水平或汽轮机空转或锅炉低负荷运行水平；
（3） RUNDOWN。当负荷闭锁达不到偏差的目的时，在迫降负荷投入时，则进行迫降负荷。
（4） RUNUP。当负荷闭锁达不到偏差的目的时，在迫升负荷投入时，则进行迫升负荷。
17. BMS的基本功能主要有哪些？
（1） 连续监控锅炉燃烧系统的工况；
（2） 炉膛吹扫的顺控；
（3） 火焰检测功能；
（4） 负荷快速返回（RB）燃料投切功能；
（5） 甩负荷快速返回（FCB）燃料投切功能；
（6） 油系统泄漏试验功能。
18. DEH系统的主要功能有哪些？
（1） 运行方式控制功能；
（2） 阀门管理功能（VM）；
（3） 主蒸汽压力控制功能（TPC）；
（4） 超速保护控制（OPC）功能；
（5） 监视与报警功能；
（6） 危急遮断保护功能；
（7） 通讯功能；
（8） 试验功能。
19. 主机联锁保护具体功能有哪些？
（1） 锅炉主燃料快速切断（MFT）停炉和联锁；
（2） 汽机跳闸保护和联锁；
（3） 发电机保护和联锁；
（4） 甩负荷（FCB）；
（5） 快速降负荷（RB）；
（6） 主机之间联锁保护等。
20. 维持单元机组经济性的主要措施有哪些？
（1） 维持额定的蒸汽参数；
（2） 保持最佳真空；
（3） 充分利用回热加热设备，提高给水温度；
（4） 合理的送风量；
（5） 合理的煤粉细度；
（6） 注意燃烧调整；
（7） 降低厂用电率；
（8） 减少工质和热量损失；
（9） 提高自动装置的投入率。
21. 单元机组的技术经济小指标主要有哪些？
（1） 锅炉效率；
（2） 主蒸汽压力；
（3） 主蒸汽温度；
（4） 凝汽器真空；
（5） 凝汽器端差；
（6） 凝结水过冷度；
（7） 给水温度；
（8） 厂用辅机用电单耗等。
22. 直流负荷分为哪几类？
（1） 经常性直流负荷。这类负荷是经常接入的，如信号灯、继电器、继电保护等；
（2） 短路负荷。如断路器的跳合闸线圈等，通电时间短，电流大；
（3） 事故负荷。如事故照明、事故油泵等。
23. 什么是负荷快速返回功能？
在满负荷和大于50%负荷运行过程中，当锅炉某一台引风机、送风机、一次风机、给水泵、预热器跳闸，相应备用设备在规定时间内不能投入时，机组只允许带50%的负荷运行，BMS立即动作，保留最下面几层制粉系统运行，同时，投入相邻的油枪，以稳定燃烧，其余在运行的制粉系统按照自上而下的顺序分别跳闸。
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24. 集团公司安全生产的总体目标是什么？
不发生特别重大事故；不发生重大人身伤亡事故； 不发生集团公司系统电厂负主要责任的重大电网事故； 不发生有人员责任的重大设备事故；不发生重大火灾事故；不发生同等责任以上的重大交通事故；发生电厂垮坝事故；不发生重大环境污染事故。
25. 哪些特殊情况应加强巡回检查次数？
（1） 设备存在一、二类缺陷，新投运的设备、主要辅助设备失去备用时，要进行不定期巡回检查，至少每小时对其巡回检查一次。
（2） 雷雨、大风、大雪、大雾等恶劣天气到来前、后，要对室外电气设备、煤场及其重点设备加强检查。
（3） 在夏季大负荷高温天气时，要重点加强主、辅机各冷却设备及转动设备的轴承温度、凝汽器真空、水塔水位等设备、参数的巡回检查。
（4） 在冬季遇有寒流时，要对转动设备冷却水、油系统电加热、蒸汽伴热、室内外开关柜、开关箱内电加热装置、室外阀门井、水塔结冰等重点加强巡回检查。
（5） 新投产设备、大修或改进后的设备第一次投运时。
（6） 在设备启停过程中，特别是在设备启动过程中，必须进行就地检查监视，待设备运行稳定后方可离开。
26. 集团公司事故调查规程中规定，未构成一般设备事故及一类障碍，符合那些条件者定为设备二类障碍？
（1） 运行中的发电机组因主要辅助设备、公用系统故障，造成机组降出力，或退出备用超过48小时。
（2） 运行中的发电设备保护装置故障越级跳闸或无保护运行超过48小时。
（3） 运行中的发电设备参数异常，超出运行规程规定的幅值及时间，尚不构成紧急停机条件的。
（4） 其他由发电企业自行认定的二类障碍。
27. 在事故调查过程中出现那些情况应该从严处理？
（1） 违章指挥、违章作业、违反劳动纪律造成的事故；
（2） 事故发生后隐瞒不报、谎报或在调查中弄虚作假、隐瞒真相的；
（3） 阻挠或无正当理由拒绝事故调查；拒绝或阻挠提供有关情况和资料的。
28. 开展危险点分析与控制工作，值长的职责是什么？
（1） 组织或指定单元长（班长）进行复杂的电气倒闸操作和热力系统操作的危险点分析，制定控制措施并进行审查。
（2） 不得签发没有《危险点控制措施票》的操作票。
（3） 在审查和办理工作许可手续时，要审查是否有与工作相应的《危险点控制措施票》。
2. 开展危险点分析与控制工作的目的是什么？
旨在不断提高员工对作业风险的认识，认真分析可能危及人身、设备安全的因素，采取有针对性的措施，以保证员工在作业过程中的人身安全和发电设备安全。
29. 简述工作许可人应负的安全责任。
（1） 审查工作票所列安全措施应正确完备和符合现场实际安全条件；
（2） 检修设备与运行设备确已隔断；
（3） 安全措施已完善和正确地执行；
（4） 对工作负责人正确说明哪些设备有压力、高温、爆炸危险和工作场所附近环境的不安全因素等；
（5） 对检修自理的安全措施，组织运行人员做好相关的事故预想。
30. 在事故原因分析中存在那些与事故有关的问题，应确定为领导责任？
（1） 企业安全生产责任制不落实；
（2） 规程制度不健全；
（3） 对员工教育培训不力；
（4） 现场安全防护装置、个人防护用品、安全工器具不全或不合格；
（5） 反事故措施不落实
（6） 同类事故重复发生；
（7） 违章指挥。
31. 集团公司事故调查规程中规定，未构成一般设备事故及一类障碍，符合那些条件者定为设备二类障碍？
（1） 运行中的发电机组因主要辅助设备、公用系统故障，造成机组降出力，或退出备用超过48小时。
（2） 运行中的发电设备保护装置故障越级跳闸或无保护运行超过48小时。
（3） 运行中的发电设备参数异常，超出运行规程规定的幅值及时间，尚不构成紧急停机条件的。
（4） 其他由发电企业自行认定的二类障碍。
32. 汽轮机油系统发生大火应按什么步骤进行扑救？
（1） 立即破坏真空，按事故处理规定，紧急停机，特别注意拉掉手动消防脱扣器，解除高压电动油泵自动投入开关，切断高压电源，开启事故排油门。
（2） 当发生喷油起火时，要迅速堵住喷油处，改变油方向，使油流不向高温热体喷射，并即用“1211”、干粉灭火器灭火。
（3） 使用多支直流消防水枪进行扑救。但是尽量避免消防水直接喷射高温热体。
（4） 防止大火蔓延扩大到邻近机组，应组织消防力量用水或泡沫灭火器等将大火封住，控制火势，使大火无法蔓延。
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