一、预防磨煤机堵塞应采取哪些技术措施
1、每次磨煤机启动后，应及时进行石子煤排放。 （3分）
2、正常运行中，应保持每隔2小时进行一次石子煤排放。（3分）
3、磨煤机煤量一般保持在40~60吨/h，当煤量超过此范围，可适当启停制粉系统。 （3分）
4、磨煤机入口风压一般维持在6.5~8.5kPa，可上下浮动0.5KPa。（3分）
5、磨煤机电流一般不超过65A，当磨煤机电流超过60A后，应加强监视，适当增加一次风
量。 （3分）
6、磨煤机出口风温一般保持在85~90℃，如发现出口风温持续下滑时，应增加热风门开度，
维持入口风压，当热风开度达到80%以上时，应提高一次风压。（3分）
7、对于#2机组来说，磨煤机风煤比保持在1.8~1.9：1，对于#1机组来说，磨煤机风量只
作为参考值，当风量低于55吨/h或风量持续下降时，应加强监视，适当提高入口风压，防
止磨煤机堵塞。 （3分）
8、发现磨煤机有轻微堵塞现象时，应降低给煤量，适当开大风门，保持大流量吹扫，并要
求进行石子煤排放，直至磨煤机堵塞现象消失。 （4分）
二、降低锅炉各项热损失应采取哪些措施？
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。 （5分）
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。 （5分）
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。 （5分）
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。 （5分）
降低排污热损失：保证给水品质和温度，降低排污率。 （5分）
三、影响飞灰的主要原因有哪些？怎样降低飞灰？
答：因素：
1、煤质、煤粉细度、炉膛温度、火焰中心位置 （5分）
2、磨煤机分配、磨煤机出口温度、一、二风配合 （5分）
降低：
3、根据煤质变化，调整一、二风配合使火焰充满炉膛，火焰颜色良好。
（3分）
4、在不堵一次风管的情况下尽可能降低一次风速，根据燃料元素的不同，在不烧火
咀的前提下提高磨煤机出口温度。 （3分）
5、调整摆动火咀或二次风，在保证出口汽温的前提下，尽可能降低火焰中心，延长
火焰行程，使燃料有足够的燃尽时间。 （3分）
6、定期进行煤粉细度测试，不合格时通知检修人员调整到R200 26—30%。磨煤
机配合尽可能不隔层运行。 （3分）
7、检查锅炉低部水封，保持良好的密封性减少漏风，保持空气预热器间隙投入自动
调整，减少风量损失。（3分）
四、提高电力系统动态稳定的措施有哪些?
(1) 快速切除短路故障；（4分）
(2) 采用自动重合闸装置；（4分）
(3) 采用电气制动和机械制动；（4分）
(4) 变压器中性点经小电阻接地；（4分）
(5) 设置开关站和采用强行串联电容补偿；（3分）
(6) 采用联锁切机；（3分）
(7) 快速控制调速汽门等。（3分）
五、主变冷却控制柜各把手是什么作用？目前正常运行应在什么位置?
（1）电源切换把手：选择风扇电源为“1”或“2”；目前正常运行应选择一路正常电
源供电； （4分）
（2）风扇试验把手：在试验位时，风扇运转不受主开关控制； （5分）
在工作位置时，风扇运转受主开关常开接点控制；目前在试验位；
（3）全停试验把手：风扇全停不发送保护信号；目前在停用位；（4分）
（4）加热把手：加热器投入、退出控制；目前在停用位； （4分）
（5）控制电源把手：控制电源投入、退出控制；目前在投运位；（4分）
（6）三个风扇控制把手：选择风扇控制方式。分别在投运、辅助和备用位。（4分）
六、6KV柜顶小母线有哪些?电源分别取自何处？作用是什么？
柜顶小母线：一路交流两根，一路直流两根，一路6KV母线PT电压信号线四根。 （5分）
交流电源两路，分别取自汽机PCA、B段，正常为一路运行一路备用；直流电源两路
取自6KV直流分屏，正常为一路运行一路备用；6KV母线PT电压信号线取自6KV母线PT。
（5分）
交流作用：用于开关柜智能测控装置状态显示、照明、加热。（5分）
直流作用: 负荷开关控制电源。（5分）
6KV母线PT电压信号线：保护、计量、测量。（5分）
七、为什么变压器差动保护不能代替瓦斯保护？
变压器瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，如铁芯过热烧灼、油面降低等，
而差动保护对此无反应。（13分）又如变压器绕组发生少数线匝的匝间短路，虽然短路
匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上其量值却不大，所以差动保护反应不出，但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应。（12分）因此，差动保护不能代替瓦斯保护。
八、为什么停机时必须等真空到零．方可停止轴封供汽?（25分）
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。
九、短引线保护硬压板如何投退？为什么？
刀闸断开时投入；刀闸合上时退出。（5分）
因为：刀闸断开时，主变差动保护已经退出，短引线部分线路失去保护。因此应投入短引线保护；（10分）
正常运行时，刀闸合入，短引线保护的范围已经涵盖在主变差动保护内，为防止误动需退出短引线保护。（10分）
十、采用滑参数停机时，可否进行超速试验？为什么？
采用滑参数方式停机时，严禁做汽轮机超速试验。（7分）
因为从滑参数停机到发电机解列，主汽门前的蒸汽参数已降得很低，而且在滑停过程中，为了使蒸汽对汽轮机金属有较好的、均匀的冷却作用，主蒸汽过热度一般控制在接近允许最小的规定值，同时保持调速汽门在全开状态。（6分）此外如要进行超速试验，则需采用调速汽门控制机组转速，这完全有可能使主蒸汽压力升高，过热度减小，甚至出现蒸汽温度低于该压力所对应下的饱和温度，此时进行超速试验，将会造成汽轮机水冲击事故。（6分）另一方面，由于汽轮机主汽门、调速汽门的阀体和阀芯可能因冷却不同步而动作不够灵活或卡涩，特别是汽轮机本体经过滑参数停机过程冷却后，其胀差、轴向位移均有较大的变化，故不允许做超速试验。（6分）
十一、汽轮机在什么情况下应做超速试验？
(1) 机组大修后；（4分）
(2) 危急保安器解体检修后；（4分）
(3) 机组在正常运行状态下，危急保安器误动作；（4分）
(4) 停机备用一个月后，再次启动；（4分）
(5) 甩负荷试验前；（4分）
(6) 机组运行2000h后无法做危急保安器注油试验或注油试验不合格。（4分） 十二、叙述汽动给水泵转速失控的现象、原因及处理方法。
现象：汽动给水泵转速变化转速无法控制，或汽动给水泵转速大幅度摆不能稳定
在某一转速。转速严重失控时将会引起超速保护动作。（3分）
出现转速失稳的原因有以下几种：
(1) 汽动给水泵汽轮机主汽门、调速汽门严密性差或调速汽门运行中发生卡涩。（3
分）
(2) 汽动给水泵调速系统动特态性不良，由于控制油压（脉冲油压）波动引起油动机
上部油压与活塞下部弹簧力不能保持平衡，调速汽门摆动。或调速系统速度变动率或迟缓率过大。（3分）
(3) 锅炉给水自动回路故障或汽动给水泵电调回路故障，造成汽动给水泵调速汽门误
动作。（3分）
(4) 汽动给水泵严重汽化，使汽动给水泵转速突升。（3分）
处理方法：
(1) 汽动给水泵转速突降情况。应首先检查汽动给水泵汽轮机的进汽调速汽门是否关
小，进汽压力是否下降，进汽电动门是否误关，给定转速与实际转速偏差负值是否超限，查明原因，及时恢复。转速突降或下降时，应注意给水泵出口流量的变化，流量下降到规定值时，应及时开启汽动给水泵出口再循环门，防止“平衡室与泵入口温差大”保护动作。若汽动给水泵转速降低不能正常运行时，应迅速启动电动给水泵，维持主机低负荷运行。（4分）
(2) 汽动给水泵转速频繁波动情况。检查汽动给水泵汽轮机进汽调速汽门是否波动，
若调速汽门开度、给水流量及进汽参数正常，则联系检修查电调转速显示回路是否正常；检查给水自动调节回路是否失灵，若调节回路故障，应手动控制锅炉上水量。（3分）
(3) 汽动给水泵转速升高情况。汽动给水泵汽化引起转速升高时，应手动降转速到要
求值。汽动给水泵调速汽门瞬间开大或备用汽源调速汽门误开时，应关小正常供汽调速汽门或关闭备用汽源调速汽门。若因调速汽门开到较大位置发生卡涩引起汽动给水泵转速降不下来，应立即打闸停泵处理。（3分）
十三、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力的变化对汽轮机运行有何影响？
主蒸汽温度不变，主蒸汽压力升高对汽轮机的影响：
(1) 整机的焓降增大，运行的经济性提高。但当主汽压力超过限额时，会威胁机组的
安全。（4分）
(2) 调节级叶片易过负荷。（3分）
(3) 机组末几级的蒸汽湿度增大；（3分）
(4) 引起主蒸汽管道、主汽门及调速汽门、汽缸、法兰等变压部件的内应力增加，寿
命减少，以致损坏。（4分）
主蒸汽温度不变，主蒸汽压力下降对汽轮机影响：
(1) 汽轮机可用焓降减少，耗汽量增加，经济性降低，出力不足。（4分）
(2) 汽机通流部分易过负荷。（3分）
(3) 对于用抽汽供给的给水泵的小汽轮机和除氧器，因主汽压力过低也就引起抽汽压
力相应降低，使小汽轮机和除氧器无法正常运行。（4分）
十四、述影响正、负胀差变化的有关因素。
使胀差向正值增大的主要因素简述如下：
(1) 启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。（1分）
(2) 滑销系统或轴承台板的滑动性能差，滑销系统发生了卡涩。（1分）
(3) 轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。（1分）
(4) 机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。启动中主、再热蒸汽温升过快。
（1分）
(5) 推力轴承磨损，轴向位移增大（1分）。
(6) 汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落。在严寒季节里，汽机房室温太低或有
穿堂冷风。（1分）
(7) 双层缸的夹层中流入冷汽（或冷水）。（1分）
(8) 胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。（1分）
(9) 多转子机组，相邻转子胀差变化带来的互相影响。（1分）
(10) 真空变化的影响。（1分）
(11) 各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高压胀差很明显。（1分）
(12) 轴承油温太高。（1分）
(13) 机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。（1分）
使胀差向负值增大的主要因素简述如下：（1分）
(1) 负荷迅速下降或突然甩负荷。（1分）
(2) 主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。（1分）
(3) 水冲击。（1分）
(4) 汽缸夹层、法兰加热装置加热过度。（1分）
(5) 轴封汽温度太低。（1分）
(6) 轴向位移变化。（1分）
(7) 轴承油温太低。（1分）
(8) 启动时转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。
（1分）
(9) 汽缸夹层中流入高温蒸汽，可能来自汽加热装置，也可能来自进汽套管的漏汽或
者轴封漏汽。（1分）
启动时，一般应用汽加热装置来控制汽缸的膨胀量，而转子则主要依靠汽轮机的进汽温度和流量以及轴封汽的汽温和流量来控制转子的膨胀量。启动时胀差一般向正方向发展。（1分）
汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向负方向发展。特别是滑参数停机时尤其严重，必须采用汽加热装置向汽缸夹层和法兰通以冷却蒸汽，以免胀差保护动作。（1分）
汽轮机转子停止转动后，负胀差可能会更加发展，为此在停机过程中,应当维持一定温度的轴封蒸汽，以免造成恶果。（1分）
十五、汽轮机热力试验对回热系统有哪些要求？热力特性试验一般装设哪些测点？
热力试验对回热系统要求：
(1) 加热器的管束清洁，管束本身或管板胀口处应没有泄漏。（2.5分）
(2) 抽汽管道上的截门严密。（2.5分）
(3) 加热器的旁路门严密。（2.5分）
(4) 疏水器能保持正常疏水水位。（2.5分）
热力特性试验一般装设下列测点：
(1) 主汽门前主蒸汽压力、温度。（1分）
(2) 主蒸汽、凝结水和给水的流量。（1分）
(3) 各调速汽门后压力。（1分）
(4) 调节级后的压力和温度。（1分）
(5) 各抽汽室压力和温度。（1分）
(6) 各加热器进、出水温。（1分）
(7) 各加热器的进汽压力和温度。（1分）
(8) 各段轴封漏汽压力和温度。
(9) 各加热器的疏水温度。（1分）
(10) 排汽压力。（1分）
(11) 热段压力和温度。（1分）
(12) 冷段压力和温度。（1分）
(13) 再热器减温水流量、补充水流量、门杆漏汽流量（1分）
十六、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。（5分）
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。（5分）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。（5分）
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，（5分）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。（5分）
十七、空气预热器正常运行时主电动机过电流的原因及处理?
（1） 原因：
1)
2)
3)
4) 电机两相运行。（3分） 电机过载或传动装置故障。（3分） 密封过紧或转子弯曲卡涩。（3分） 异物进入卡住空气预热器。（3分）
5) 导向或支持轴承损坏。（3分）
（2） 处理：
1)
2)
3) 检查空气预热器各部件，查明原因及时消除。（3分） 电机两相运行时应立即切换备用电机。（3分） 若主电动机跳闸，应检查辅助电动机是否自动启动，若自投不成功可手动强送
一次，若不能启动；或电流过大，电机过热，则应立即停止空气预热器运行，
应人工盘动空气预热器，关闭空气预热器烟气进出口挡板，降低机组负荷至允
许值，并注意另一侧排烟温度不应过高，否则继续减负荷并联系检修处理。（4
分）
十八、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。（10分） 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。（3分）
（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分）
（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。（3分）
（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。（3分）
（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。（3分） 十九、空气预热器着火如何处理?
立即投入空气预热器吹灰系统，停止暖风机运行，（1分）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。（3分）
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分）
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（3分）。
（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。（3分）
2)
3)
4) 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分） 打开下部放水门，同时打开上部蒸汽消防阀进行灭火。（3分） 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。（3
分）
5) 处理时，维持预热器运行，防止变形；维持参数稳定。（3分）
二十、从运行角度看，降低供电煤耗的措施主要有哪些？
（1） 运行人员应加强运行调整，保证主蒸汽压力、温度和再热温度，凝汽器真空等参
数在规定范围内。（3分）
（2） 保持最小的凝结水过冷度。（3分）
（3） 充分利用加热设备和提高加热设备的效率，提高给水温度。（3分）
（4） 降低锅炉的各项热损失，例如调整氧量、煤粉细度向最佳值靠近、回收可利用的
各种疏水，控制排污量等。（4分）
（5） 降低辅机电耗，例如及时调整泵与风机运行方式，合理用水，降低各种水泵电耗
等。（3分）
（6） 降低点火及助燃用油，采用较先进的点火技术比如（等离子），根据煤质特点，
尽早投入主燃烧器等。（3分）
（7） 合理分配全厂各机组负荷。（3分）
（8） 确定合理的机组启停方式和正常运行方式。 （3分）
一、预防磨煤机堵塞应采取哪些技术措施
1、每次磨煤机启动后，应及时进行石子煤排放。 （3分）
2、正常运行中，应保持每隔2小时进行一次石子煤排放。（3分）
3、磨煤机煤量一般保持在40~60吨/h，当煤量超过此范围，可适当启停制粉系统。 （3分）
4、磨煤机入口风压一般维持在6.5~8.5kPa，可上下浮动0.5KPa。（3分）
5、磨煤机电流一般不超过65A，当磨煤机电流超过60A后，应加强监视，适当增加一次风
量。 （3分）
6、磨煤机出口风温一般保持在85~90℃，如发现出口风温持续下滑时，应增加热风门开度，
维持入口风压，当热风开度达到80%以上时，应提高一次风压。（3分）
7、对于#2机组来说，磨煤机风煤比保持在1.8~1.9：1，对于#1机组来说，磨煤机风量只
作为参考值，当风量低于55吨/h或风量持续下降时，应加强监视，适当提高入口风压，防
止磨煤机堵塞。 （3分）
8、发现磨煤机有轻微堵塞现象时，应降低给煤量，适当开大风门，保持大流量吹扫，并要
求进行石子煤排放，直至磨煤机堵塞现象消失。 （4分）
二、降低锅炉各项热损失应采取哪些措施？
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。 （5分）
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。 （5分）
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。 （5分）
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。 （5分）
降低排污热损失：保证给水品质和温度，降低排污率。 （5分）
三、影响飞灰的主要原因有哪些？怎样降低飞灰？
答：因素：
1、煤质、煤粉细度、炉膛温度、火焰中心位置 （5分）
2、磨煤机分配、磨煤机出口温度、一、二风配合 （5分）
降低：
3、根据煤质变化，调整一、二风配合使火焰充满炉膛，火焰颜色良好。
（3分）
4、在不堵一次风管的情况下尽可能降低一次风速，根据燃料元素的不同，在不烧火
咀的前提下提高磨煤机出口温度。 （3分）
5、调整摆动火咀或二次风，在保证出口汽温的前提下，尽可能降低火焰中心，延长
火焰行程，使燃料有足够的燃尽时间。 （3分）
6、定期进行煤粉细度测试，不合格时通知检修人员调整到R200 26—30%。磨煤
机配合尽可能不隔层运行。 （3分）
7、检查锅炉低部水封，保持良好的密封性减少漏风，保持空气预热器间隙投入自动
调整，减少风量损失。（3分）
四、提高电力系统动态稳定的措施有哪些?
(1) 快速切除短路故障；（4分）
(2) 采用自动重合闸装置；（4分）
(3) 采用电气制动和机械制动；（4分）
(4) 变压器中性点经小电阻接地；（4分）
(5) 设置开关站和采用强行串联电容补偿；（3分）
(6) 采用联锁切机；（3分）
(7) 快速控制调速汽门等。（3分）
五、主变冷却控制柜各把手是什么作用？目前正常运行应在什么位置?
（1）电源切换把手：选择风扇电源为“1”或“2”；目前正常运行应选择一路正常电
源供电； （4分）
（2）风扇试验把手：在试验位时，风扇运转不受主开关控制； （5分）
在工作位置时，风扇运转受主开关常开接点控制；目前在试验位；
（3）全停试验把手：风扇全停不发送保护信号；目前在停用位；（4分）
（4）加热把手：加热器投入、退出控制；目前在停用位； （4分）
（5）控制电源把手：控制电源投入、退出控制；目前在投运位；（4分）
（6）三个风扇控制把手：选择风扇控制方式。分别在投运、辅助和备用位。（4分）
六、6KV柜顶小母线有哪些?电源分别取自何处？作用是什么？
柜顶小母线：一路交流两根，一路直流两根，一路6KV母线PT电压信号线四根。 （5分）
交流电源两路，分别取自汽机PCA、B段，正常为一路运行一路备用；直流电源两路
取自6KV直流分屏，正常为一路运行一路备用；6KV母线PT电压信号线取自6KV母线PT。
（5分）
交流作用：用于开关柜智能测控装置状态显示、照明、加热。（5分）
直流作用: 负荷开关控制电源。（5分）
6KV母线PT电压信号线：保护、计量、测量。（5分）
七、为什么变压器差动保护不能代替瓦斯保护？
变压器瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，如铁芯过热烧灼、油面降低等，
而差动保护对此无反应。（13分）又如变压器绕组发生少数线匝的匝间短路，虽然短路
匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上其量值却不大，所以差动保护反应不出，但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应。（12分）因此，差动保护不能代替瓦斯保护。
八、为什么停机时必须等真空到零．方可停止轴封供汽?（25分）
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。
九、短引线保护硬压板如何投退？为什么？
刀闸断开时投入；刀闸合上时退出。（5分）
因为：刀闸断开时，主变差动保护已经退出，短引线部分线路失去保护。因此应投入短引线保护；（10分）
正常运行时，刀闸合入，短引线保护的范围已经涵盖在主变差动保护内，为防止误动需退出短引线保护。（10分）
十、采用滑参数停机时，可否进行超速试验？为什么？
采用滑参数方式停机时，严禁做汽轮机超速试验。（7分）
因为从滑参数停机到发电机解列，主汽门前的蒸汽参数已降得很低，而且在滑停过程中，为了使蒸汽对汽轮机金属有较好的、均匀的冷却作用，主蒸汽过热度一般控制在接近允许最小的规定值，同时保持调速汽门在全开状态。（6分）此外如要进行超速试验，则需采用调速汽门控制机组转速，这完全有可能使主蒸汽压力升高，过热度减小，甚至出现蒸汽温度低于该压力所对应下的饱和温度，此时进行超速试验，将会造成汽轮机水冲击事故。（6分）另一方面，由于汽轮机主汽门、调速汽门的阀体和阀芯可能因冷却不同步而动作不够灵活或卡涩，特别是汽轮机本体经过滑参数停机过程冷却后，其胀差、轴向位移均有较大的变化，故不允许做超速试验。（6分）
十一、汽轮机在什么情况下应做超速试验？
(1) 机组大修后；（4分）
(2) 危急保安器解体检修后；（4分）
(3) 机组在正常运行状态下，危急保安器误动作；（4分）
(4) 停机备用一个月后，再次启动；（4分）
(5) 甩负荷试验前；（4分）
(6) 机组运行2000h后无法做危急保安器注油试验或注油试验不合格。（4分） 十二、叙述汽动给水泵转速失控的现象、原因及处理方法。
现象：汽动给水泵转速变化转速无法控制，或汽动给水泵转速大幅度摆不能稳定
在某一转速。转速严重失控时将会引起超速保护动作。（3分）
出现转速失稳的原因有以下几种：
(1) 汽动给水泵汽轮机主汽门、调速汽门严密性差或调速汽门运行中发生卡涩。（3
分）
(2) 汽动给水泵调速系统动特态性不良，由于控制油压（脉冲油压）波动引起油动机
上部油压与活塞下部弹簧力不能保持平衡，调速汽门摆动。或调速系统速度变动率或迟缓率过大。（3分）
(3) 锅炉给水自动回路故障或汽动给水泵电调回路故障，造成汽动给水泵调速汽门误
动作。（3分）
(4) 汽动给水泵严重汽化，使汽动给水泵转速突升。（3分）
处理方法：
(1) 汽动给水泵转速突降情况。应首先检查汽动给水泵汽轮机的进汽调速汽门是否关
小，进汽压力是否下降，进汽电动门是否误关，给定转速与实际转速偏差负值是否超限，查明原因，及时恢复。转速突降或下降时，应注意给水泵出口流量的变化，流量下降到规定值时，应及时开启汽动给水泵出口再循环门，防止“平衡室与泵入口温差大”保护动作。若汽动给水泵转速降低不能正常运行时，应迅速启动电动给水泵，维持主机低负荷运行。（4分）
(2) 汽动给水泵转速频繁波动情况。检查汽动给水泵汽轮机进汽调速汽门是否波动，
若调速汽门开度、给水流量及进汽参数正常，则联系检修查电调转速显示回路是否正常；检查给水自动调节回路是否失灵，若调节回路故障，应手动控制锅炉上水量。（3分）
(3) 汽动给水泵转速升高情况。汽动给水泵汽化引起转速升高时，应手动降转速到要
求值。汽动给水泵调速汽门瞬间开大或备用汽源调速汽门误开时，应关小正常供汽调速汽门或关闭备用汽源调速汽门。若因调速汽门开到较大位置发生卡涩引起汽动给水泵转速降不下来，应立即打闸停泵处理。（3分）
十三、在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力的变化对汽轮机运行有何影响？
主蒸汽温度不变，主蒸汽压力升高对汽轮机的影响：
(1) 整机的焓降增大，运行的经济性提高。但当主汽压力超过限额时，会威胁机组的
安全。（4分）
(2) 调节级叶片易过负荷。（3分）
(3) 机组末几级的蒸汽湿度增大；（3分）
(4) 引起主蒸汽管道、主汽门及调速汽门、汽缸、法兰等变压部件的内应力增加，寿
命减少，以致损坏。（4分）
主蒸汽温度不变，主蒸汽压力下降对汽轮机影响：
(1) 汽轮机可用焓降减少，耗汽量增加，经济性降低，出力不足。（4分）
(2) 汽机通流部分易过负荷。（3分）
(3) 对于用抽汽供给的给水泵的小汽轮机和除氧器，因主汽压力过低也就引起抽汽压
力相应降低，使小汽轮机和除氧器无法正常运行。（4分）
十四、述影响正、负胀差变化的有关因素。
使胀差向正值增大的主要因素简述如下：
(1) 启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。（1分）
(2) 滑销系统或轴承台板的滑动性能差，滑销系统发生了卡涩。（1分）
(3) 轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。（1分）
(4) 机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。启动中主、再热蒸汽温升过快。
（1分）
(5) 推力轴承磨损，轴向位移增大（1分）。
(6) 汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落。在严寒季节里，汽机房室温太低或有
穿堂冷风。（1分）
(7) 双层缸的夹层中流入冷汽（或冷水）。（1分）
(8) 胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。（1分）
(9) 多转子机组，相邻转子胀差变化带来的互相影响。（1分）
(10) 真空变化的影响。（1分）
(11) 各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高压胀差很明显。（1分）
(12) 轴承油温太高。（1分）
(13) 机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。（1分）
使胀差向负值增大的主要因素简述如下：（1分）
(1) 负荷迅速下降或突然甩负荷。（1分）
(2) 主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。（1分）
(3) 水冲击。（1分）
(4) 汽缸夹层、法兰加热装置加热过度。（1分）
(5) 轴封汽温度太低。（1分）
(6) 轴向位移变化。（1分）
(7) 轴承油温太低。（1分）
(8) 启动时转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。
（1分）
(9) 汽缸夹层中流入高温蒸汽，可能来自汽加热装置，也可能来自进汽套管的漏汽或
者轴封漏汽。（1分）
启动时，一般应用汽加热装置来控制汽缸的膨胀量，而转子则主要依靠汽轮机的进汽温度和流量以及轴封汽的汽温和流量来控制转子的膨胀量。启动时胀差一般向正方向发展。（1分）
汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向负方向发展。特别是滑参数停机时尤其严重，必须采用汽加热装置向汽缸夹层和法兰通以冷却蒸汽，以免胀差保护动作。（1分）
汽轮机转子停止转动后，负胀差可能会更加发展，为此在停机过程中,应当维持一定温度的轴封蒸汽，以免造成恶果。（1分）
十五、汽轮机热力试验对回热系统有哪些要求？热力特性试验一般装设哪些测点？
热力试验对回热系统要求：
(1) 加热器的管束清洁，管束本身或管板胀口处应没有泄漏。（2.5分）
(2) 抽汽管道上的截门严密。（2.5分）
(3) 加热器的旁路门严密。（2.5分）
(4) 疏水器能保持正常疏水水位。（2.5分）
热力特性试验一般装设下列测点：
(1) 主汽门前主蒸汽压力、温度。（1分）
(2) 主蒸汽、凝结水和给水的流量。（1分）
(3) 各调速汽门后压力。（1分）
(4) 调节级后的压力和温度。（1分）
(5) 各抽汽室压力和温度。（1分）
(6) 各加热器进、出水温。（1分）
(7) 各加热器的进汽压力和温度。（1分）
(8) 各段轴封漏汽压力和温度。
(9) 各加热器的疏水温度。（1分）
(10) 排汽压力。（1分）
(11) 热段压力和温度。（1分）
(12) 冷段压力和温度。（1分）
(13) 再热器减温水流量、补充水流量、门杆漏汽流量（1分）
十六、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。（5分）
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。（5分）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。（5分）
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，（5分）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。（5分）
十七、空气预热器正常运行时主电动机过电流的原因及处理?
（1） 原因：
1)
2)
3)
4) 电机两相运行。（3分） 电机过载或传动装置故障。（3分） 密封过紧或转子弯曲卡涩。（3分） 异物进入卡住空气预热器。（3分）
5) 导向或支持轴承损坏。（3分）
（2） 处理：
1)
2)
3) 检查空气预热器各部件，查明原因及时消除。（3分） 电机两相运行时应立即切换备用电机。（3分） 若主电动机跳闸，应检查辅助电动机是否自动启动，若自投不成功可手动强送
一次，若不能启动；或电流过大，电机过热，则应立即停止空气预热器运行，
应人工盘动空气预热器，关闭空气预热器烟气进出口挡板，降低机组负荷至允
许值，并注意另一侧排烟温度不应过高，否则继续减负荷并联系检修处理。（4
分）
十八、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。（10分） 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。（3分）
（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分）
（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。（3分）
（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。（3分）
（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。（3分） 十九、空气预热器着火如何处理?
立即投入空气预热器吹灰系统，停止暖风机运行，（1分）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。（3分）
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分）
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（3分）。
（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。（3分）
2)
3)
4) 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分） 打开下部放水门，同时打开上部蒸汽消防阀进行灭火。（3分） 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。（3
分）
5) 处理时，维持预热器运行，防止变形；维持参数稳定。（3分）
二十、从运行角度看，降低供电煤耗的措施主要有哪些？
（1） 运行人员应加强运行调整，保证主蒸汽压力、温度和再热温度，凝汽器真空等参
数在规定范围内。（3分）
（2） 保持最小的凝结水过冷度。（3分）
（3） 充分利用加热设备和提高加热设备的效率，提高给水温度。（3分）
（4） 降低锅炉的各项热损失，例如调整氧量、煤粉细度向最佳值靠近、回收可利用的
各种疏水，控制排污量等。（4分）
（5） 降低辅机电耗，例如及时调整泵与风机运行方式，合理用水，降低各种水泵电耗
等。（3分）
（6） 降低点火及助燃用油，采用较先进的点火技术比如（等离子），根据煤质特点，
尽早投入主燃烧器等。（3分）
（7） 合理分配全厂各机组负荷。（3分）
（8） 确定合理的机组启停方式和正常运行方式。 （3分）