北仑发电公司技术问答

北仑电厂运行技术问答

9．为什么大型发电机要装设非全相运行保护？

答：大型发变组高压侧断路器大都采用分相操作，当机构或控制回路的原因使得操作时开关出现非全相，从而导致发电机非全相运行时，将在发电机定子绕组中产生较高的负序电流，如果靠发电机的负序电流保护（反时限特性）动作的话，因动作时间较长使得发电机非全相运行状况要持续一段时间（靠人为操作干预的话该时间可能还要长），而有诸多实例已经证明，即使发电机负序保护在小于发电机A值的情况下动作，仍然会使发电机转子相应部件产生严重的灼伤。所以出于确保大机组的安全考虑，要求装设非全相保护，当确证发电机发生非全相运行时应以较短的时限将发电机与系统解列。 13．避雷器的最大持续电压与额定电压有何区别？

答：（1）避雷器的最大持续电压指的是能确保避雷器长期安全运行时所施加的工频电压有效值，考虑系统可能出现的稳态工频电压升高以及线路充电电容效应等因素，该电压值一般在系统额定电压（相电压）的基础上再乘以1.1到1.2的系数。 （2）避雷器的额定电压实际上是指它的灭弧电压，它是指避雷器动作放电，当放电电流过零后避雷器所能承受的最大工频电压（有效值），选用避雷器时，应确保避雷器安装地点的工频电压升高在任何情况下均不应超过灭弧电压（额定电压），否则避雷器可能因不能灭弧而爆炸。根据避雷器所在系统接地方式的不同，其额定电压的选择范围也不同。一般象我厂500kV和220kV系统均为直接接地方式的情况，避雷器灭弧电压值应不低于0.8Umax，Umax为避雷器放电前系统可能出现的最高运行线电压。 14．大型发电机采用分相封闭母线有什么优点？

答：主要优点是： 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、防止临近母线处的钢构件严重发热。由于壳外磁场的减少，临近母线处的钢构件内感应的涡流也会减少，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。 15．大型机组为何要装设失步保护？

答：发电机与系统发生失步时，将出现发电机的机械量和电气量与系统之间的振荡，这种持续的振荡将对发电机组和系统产生破坏性影响。

（1）单元接线的大型发变组电抗较大，而系统规模增大使得系统的等效电抗减小，因此振荡中心往往落在发电机附近或升压变压器范围内，使振荡过程对机组的影响大为加重。由于机端电压周期性的严重下降，使厂用辅机工作稳定性遭到破坏，甚至导致全厂停机、停炉、停电的重大事故。

（2）失步运行时，当发电机电势与系统等效电势的相差为1800的瞬间，振荡电流的幅值接近机端三相短路时流经发电机的电流。对于三相短路故障均有快速保护切除，而振荡电流则要在较长时间内反复出现，若无相应保护会使定子绕组遭受热损伤或端部遭受机械损伤。

（3）在振荡过程中产生对轴系的周期性扭力，可能造成大轴严重机械损伤。

（4）振荡过程中由于周期性转差变化在转子绕组中引起感生电流，引起转子绕组发热。 （5）大型机组与系统失步，还可能导致系统解列甚至崩溃。

因此，大型发电机组需装设失步保护，以保障机组和系统的安全。 16．为什么高压断路器采用多断口结构？

答： 1、有多个断口可使加在每个断口上的电压降低，从而使每段的弧隙恢复电压降低；

2、多个断口把电弧分割成多个小电弧段串联，在相等的触头行程下多断口比单断口的电弧拉伸更长，从而增大了弧隙电阻； 3、多断口相当于总的分闸速度加快了，介质恢复速度增大。 17．什么情况下会闭锁线路开关合闸信号？

答：出现下列情况之一，会闭锁线路开关合闸信号：

（1）开关SF6气室压力低（2）开关操作机构储能不足或油压（气压）低（3）开关联锁条件不满足（主要可能是某侧闸刀三相状态不一致或联锁电源失去）（4）有保护动作信号未复归（5）开关两侧同期条件不满足 18．什么情况下会闭锁线路开关重合闸信号？ 答：出现下列情况之一，会闭锁线路开关重合闸信号：

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（1）开关SF6气室压力低 （2）开关操作机构储能不足或油压（气压）低 （3）母线保护动作 （4）开关失灵保护动作 （5）线路距离II段或III段动作 （6）开关短线保护动作 （7）有远方跳闸信号 （8）开关手动分闸

（9）单重方式下出现相间距离保护动作信号 （10）手动合闸于故障线路时

（11）单重方式下出现三跳时 （12） 重合于永久性故障再次跳闸后 19．什么叫电气设备的介损？产生的原因有哪些？

答：在交流电压作用下，引起介质内部电荷运动，并消耗能量的现象称为介质损耗。 产生原因：

1．由介质极化所引起的损耗。它是在电压作用下，介质发生极化时，由于电荷运动摩擦而引起的能量损耗。 2．由泄漏电流引起的损耗。在电压作用下，泄漏电流使介质发热所损耗的能量。

3．由局部放电引起的损耗。绝缘材料如果有气隙，由于气体的绝缘强度比较低，在电压的作用下，气隙会首先局部放电，导致能量损耗。

20．发变组系统正常运行时哪些参数需重点监视

答：需要重点监视的参数有：发电机定、转子电流和电压；发电机各线棒出水温度和线棒层间温度及温差；发电机冷热氢温度，机内氢气纯度和湿度；发电机铁芯端部温度；定子冷却水导电度；主变上层油温，高低压线圈温度；主变油中含气量。 21．发电机出口PT分别向哪些回路提供电压信号

答：发电机出口PT分别向下列回路提供工作或参考电压：

（1）保护装置：PT二次星型绕组向发电机阻抗保护21、失步保护78、过激磁保护95、低频/高频保护81、失磁保护40、逆功率保护32提供工作电压，PT二次开口三角形绕组向发电机定子接地保护64G提供工作电压。

（2）测量装置：PT二次星型绕组（仪用）向发电机定子电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率、发电机电能表等表计和变送器提供参考电压。

（3）励磁系统：PT二次星型绕组向发电机励磁调节器（AVR）的自动通道提供机端电压测量反馈信号以及同步触发回路的同步电压信号。

22．发电机可能发生的故障和不正常工作状态有哪些类型？

答：可能发生的主要故障有：定子绕组相间短路；定子绕组一相匝间短路；定子绕组一相绝缘损坏引起的单相接地故障；转子绕组（励磁回路）接地；转子励磁绕组低励、失去励磁。

可能的不正常工作状态：过负荷；定子绕组过电流；定子绕组过电压；三相电流不对称；失步；过励磁；断路器断口闪络；非全相运行等。

23．发电机应装设哪些保护？它们的作用是什么？

答：对发电机可能出现的故障和不正常工作状态，应根据发电机的实际情况选择性地装设下列保护： （1）纵差保护：为定子绕组及其引出线的相间短路保护。

（2）横差保护：为定子绕组一相匝间短路保护。只有当一相定子绕组有二个及以上的并联分支而构成二个或三个中性点引出端时，才装设该保护。

（3）单相接地保护：为发电机定子绕组的单相接地保护。

（4）转子接地保护：为励磁绕组的接地故障保护，分一点接地保护和二点接地保护二种。大型汽轮发电机应装设一点接地保护。

（5）低励、失磁保护：为防止大型发电机低励或失磁后，从系统中吸收大量无功功率而对系统产生不良影响，大容量发电机都装设该保护。

（6）过负荷保护：发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号或跳闸。大型发电机对定子与转子分别装过负荷保护。 （7）定子绕组过电流或低阻抗保护：当发电机纵差保护范围外发生短路，而短路元件的保护或断路器拒动， 为了可靠切除故障，则应装设反应外部短路的过电流或低阻抗保护。该保护兼作纵差保护的后备保护。

（8）定子绕组过电压保护：大型发电机装设过电压保护，使发电机因突然甩去全部负荷后引起定子绕组过电压时，将其切除。 （9）负序电流保护：其装设目的见本书相关问题的解答。 （10）失步保护：其装设目的见本书相关问题的解答。 （11）逆功率保护：其装设目的见本书相关问题的解答。

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24．反映发变组系统短路故障的保护有哪些？

答：反映发变组短路故障的保护有：瓦斯保护、变压器差动保护、发变组大差、主变高压侧零序过流保护、发电机差动保护、发电机低阻抗保护、负序保护（反应不对称短路故障）。 25．发变组运行中造成过激磁的原因有哪些？

答：造成过激磁的原因通常有：

（1）发变组与系统并列前，由于误操作，误加大励磁电流引起；

（2）发电机启动中，转子在低速预热时，误加励磁会因发电机——变压器低频运行造成过励磁；

（3）发变组解列后，如随之将汽机跳闸，转子转速下降，若灭磁开关未分或拒动，使发电机遭受低频引起过励磁

（4）发变组保护动作，发变组出口断路器跳开后，若自动励磁调节器退出或失灵，则电压与频率均会升高，但因频率升高慢而引起过励磁。即使正常甩负荷，由于电压上升快，频率上升慢也可能使变压器过励磁。 （5）励磁调节器故障或发电机电压反馈值与实际值相比低得多，引起发电机过激磁。 26．负序电流对发电机有何危害，发电机负序保护起什么作用？

答：发电机正常运行中发出的是三相对称的正序电流。发电机转子的旋转方向和旋转速度与三相正序对称电流形成的正向旋转磁场的转向和转速一致，转子的转动与该磁场无相对运动，即同步。当系统发生不对称短路或负荷三相不对称时，发电机定子绕组就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向的旋转磁场，它相对于转子的转速为二倍的同步转速，因此在转子中产生100Hz的电流。该电流流经转子本体、槽锲和阻尼条，而在转子端面附近沿周界方向形成闭合回路，这就使转子端部、护环内表面、槽锲和小齿接触面等部位局部灼伤，严重时会使护环受热松脱，给发电机造成灾难性的破坏，这是负序电流对发电机的危害之一。另外，负序（反向）气隙旋转磁场与转子电流之间，正序（正向）旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率为100Hz的交变电磁力矩，将同时作用于转子大轴和定子机座上，引起频率为100Hz的振动，这是负序电流对发电机的第二个危害。发电机承受负序电流的能力一般取决于转子的负序电流发热条件，而不是发生的振动。鉴于上述原因，发电机应装设负序电流保护。

27．发电机进行升流期间，当电流加到一定值时，GCB盘上发“发电机定子接地”报警，请问是否正确，并分析原因。 答1：升流过程中发出该报警属正常现象。要详细地解释原因，首先以＃1机为例介绍一下定子100％接地保护的原理。 下图是＃1机定子100％接地保护的原理图。

正常情况下，因转子气隙磁通密度的非正弦分布，转子各部位大齿部分和小齿部分气隙磁阻不同及磁路的饱和等原因，发电机的相电压存在少量的三次谐波电压。正常运行时与中性点接地时三次谐波电压的分布分别如下： （a）正常时 (b) 中性点附近（D点）接地时

可以看出发电机中性点附近发生接地，中性点的三次谐波电压将降至接近零，而且各相三次谐波电压同相位，属零序分量，因此可以在发电机中性点单相接地变压器的付边接一三次谐波欠电压继电器，来反应中性点区域的接地，以弥补采用基波零序电压的定子接地保护在中性点区域的盲点。

正常情况下没有零序电压，107（过电压继电器）不会动作，中性点有三次谐波电压，且高于125（欠电压继电器）的设定值，因此125动作。

当0％～95％区域（从机端算起）发生接地故障，出现高的基波零序电压，107动作，启动119（延时继电器，带启动显示），计时结束，输出跳闸命令同时启动掉牌继电器349。107动作还启动319（中间继电器），一方面切断125线圈，另一方面闭锁137（欠电流继电器），使125返回时把149（时间继电器，其常开辅助触点输出中性点接地动作指令）切断，同时切断125动作显示，以免误动作、误报警。

当95％～100％区域（从机端算起）发生接地故障，基波零序电压很低，107不会动作，而中性点三次谐波电压降低，低于125返回电压，使125返回，同时发电机运行中137始终动作，因此149计时，同时启动启动显示，计时结束，149输出跳闸指令，同时启动掉牌继电器。

升流时发电机出口处解开，发电机绕组无电压，125返回，但电流仍流经欠电流继电器137所对应的CT，当电流达一定值后，137动作，导致时间继电器149动作出口且启动显示接通，“定子中性点接地” 报警。 答2：发电机定子100％接地保护实际上由两套元件（测量信号均取自发电机中性点变压器二次侧）组成，一是0％－95％部分，反映的是发电机定子绕组单相接地时，中性点电压（基波）的升高；因在中性点附近接地时，反映中性点基波电压升高的保护存在死区，所以增加第二部分即三次谐波元件（95％－100％部分），该装置反映中性点附近单相接地时中性点三次谐波电压下降而动作，但为了防止当发电机并网前及初负荷期间因三次谐波电势较低而使保护误动作，在该元件的出口回路里加装了发电机定子电流的闭锁元件，目前整定只有当定子电流大于5000A时才开放三次谐波元件保护。

从上述情况可以看出，当发电机零起升流期间，因发电机本身电势很低→三次谐波电势低→中性点三次谐波电压低→三次谐波低压元件一直动作，这样当定子电流超过5000A时，就出现“发电机定子接地保护动作”报警。 28．发电机运行中功率因数过高或过低有什么危害？

答：发电机额定功率因数实际上是指当发电机同时在额定有功功率和额定视在功率运行工况（一般在滞相方式）下运行时的功率因数值，同样的额定有功功率机组，如果其额定功率因数越低，则说明其运行时带无功的能力相对较强，机组额定电流也增

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加，从而使造价增加。我厂发电机额定功率因数均为0.9，但在实际正常运行中却基本上高于此数值。

发电机运行中，从理论上讲，在同样的机端电压下，如果在同样的有功出力下，功率因数越高，那么所发的无功越少，发电机电势就越低，发电机的静态运行稳定水平下降。但在目前系统网络的正常接线方式和发电机励磁系统正常运行情况下，功率因数允许高于额定值，直至在一定范围内的进相运行。但当系统在某些检修方式下，出现稳定约束时，调度将会对发电机出力和功率因高限值作某些限制。

发电机运行中，如果要降低功率因数至额定值以下，则必须降低其有功出力，以使定子和转子电流不超限。这种运行方式往往在当系统发生事故，无功缺额较为严重，要求我厂发电机减发有功增发无功时出现。 29．请简述励磁系统作用

答：发电机励磁系统的作用为：

（1） 当发电机正常运行时，供给发电机一定的励磁电流以维持发电机出口电压及无功输出。

（2） 当电力系统突然短路或负荷突然增、减时，对发电机进行强励磁和强减磁，以提高电力系统运行的稳定性和可靠性。 （3） 当发电机内部出现短路时，对发电机进行灭磁，以免事故扩大。 30．谈谈励磁系统正常调节的原则

答：励磁系统的主要功能为使发电机机端电压稳定在设定值附近，同时还具有增加系统稳定的作用。在发电机运行中，首先要使得机端电压设定值在一定范围内，通常应在额定值附近，随着系统无功需求的变化，由励磁系统自行调节无功出力，一般不改变其电压设定值，但当厂用电电压偏移正常值较大时，应适当调整设定值；第二，正常运行中，发电机应保证有一定的无功储备，即在额定有功出力下，保持功率因数高于额定值，或者在低于额定有功出力时，保持发电机定、转子电流均低于额定值；第三，为了保持发电机运行时一定的稳定储备，要按系统要求控制功率因数限值和无功进相范围；第四，事故情况下需要大量无功负荷时，应尽量抬高发电机机端电压，同时将发电机定转子电流作为监视点，两者发生矛盾时适当降低发电机机端电压设定值。

31．发电机低励、过励、过激磁限制的作用？

答：（1）低励限制（＃2机也称功角限制）：发电机低励运行期间，其定、转子间磁场联系减弱，发电机易失去静态稳定。为了确保一定的静态稳定裕度，励磁控制系统（AVR）在设计上均配置了低励限制回路，即当发电机一定的有功功率下，无功功率滞相低于某一值或进相大于某一值时（根据整定，＃2机则为当发电机功角大于整定值时），在AVR综合放大回路中输出一增加机端电压的调节信号，使励磁增加。

（2）过励限制：为了防止转子绕组过热而损坏，当其电流越过一定的值时，该限制起作用，通过AVR综合放大回路输出一减小励磁的调节信号。

（3）过激磁限制：当发电机出口V/f值较高时，主变和发电机定子铁芯将过激磁，从而产生过热、损坏。为了避免这种现象的发生，当V/f超过整定值时，通过过激磁限制器向AVR综合放大回路输出一降低励磁的调节信号。 32．发电机运行中失去励磁，对系统及发电机本身各有何影响？汽轮发电机允许失磁运行的条件是什么？

答：1、发电机失磁对系统的影响：

（1）发电机失磁后，不但不能向系统送出无功功率而且还要向系统吸收无功功率，将造成系统电压下降和无功严重缺损，甚至导致系统稳定的破坏。

（2）为了供给失磁发电机无功功率，可能造成系统中其它发电机过电流。 发电机失磁对发电机自身的影响有：

（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，吸收的无功电流越大，致使失磁的定子绕组过电流。

（2）转子出现转差后，转子表面将感应出滑差频率电流，造成转子局部过热，这对大型发电机威胁最大。

（3）异步运行时，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，影响发电机的安全运行。

2、汽轮发电机运行失磁运行的条件：

（1）系统有足够供给发电机失磁运行的无功功率，不致造成系统电压严重下降。

（2）降低发电机有功功率的输出使在很小的转差率下，发电机允许的一段时间内异步运行，即发电机在较少的有功功率下失磁运行，不致造成发电机转子的发热与振动。

33．发电机转子一点接地的危害？有几套转子接地保护，分别装在何处？出口行为如何？

答：发电机正常运行时，励磁回路之间有一定的绝缘电阻和分布电容，它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时，就可能引起励磁回路接地故障，常见到是一点接地的故障，如不及时处理，还可能接着发生两点接地的故障。

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励磁回路的一点接地故障，由于构不成电流回路，对发电机不会构成直接到危害。那么对于励磁回路一点接地故障的危害，主要是担心再发生第二点接地故障，因为在一点接地故障后，励磁回路对地电压有所增高，就有可能再发生第二个接地故障点。发电机励磁回路发生两点接地故障的危害表现为：

（1）转子绕组的一部分短路，另一部分绕组的电流增加，这就破坏了发电机气隙磁场的对称性，引起发电机的剧烈振动，同时无功出力降低。

（2）转子电流通过转子本体，如果转子电流比较大（通常以1500A为界限），就可能烧损转子，有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。

（3）由于转子本体局部通过转子电流，引起局部发热，使转子发生缓慢变形而形成偏心，进一步加剧振动。 各机组转子接地保护安装位置、出口行为如下：

＃1机：设有两套接地保护，一套由I&C承包商提供，装在＃1机电子室发变组保护屏里，保护动作后通过86－3继电器跳汽机，然后再由逆功率保护出口停机；另一套保护由发电机承包商东芝提供，装在发电机励磁控制盘上，保护动作后只发报警。 ＃2机：设有一套直流叠加式转子接地保护，装在发电机励磁机的装置上，检测到的信号通过远红外送至励磁机定子侧的接收器，保护报警卡件装在DNC柜里，动作后报警。

＃3/＃4/＃5机：由发电机承包商东芝提供一套转子接地保护，装在发电机励磁控制盘上，保护动作后通过86－3继电器跳汽机，然后再由逆功率保护出口停机。 34．发电机中心点接地变压器起什么作用？

答：其作用主要有两点：一是在中性点变压器二次侧只要并接一小电阻，经变压器的高变比变换后，反映到高压侧为一阻值放大的电阻，这样就构成了高电阻接地，同时电阻的造价却大大降低；二是将中性点的一些电压信号如零序电压、三次谐波电压经降压变换成低电压信号，提供给发电机定子接地保护装置，这里中性点变压器又起到了PT的作用。 35．为什么新投入或大修以后的变压器在投入运行前要进行全电压冲击试验？ 答：（1）检验差动保护是否躲得过励磁涌流的影响

（2）检验变压器绝缘是否能承受切除空载变压器时的过电压

（3）检验变压器机械强度是否能承受投变压器时励磁涌流产生的电动力。 冲击试验次数：新产品投入 5次；大修后投入 3次。 36．请问变压器的差动保护能反映哪些故障？

答：变压器差动保护能反映下列故障：

（1）变压器内部绕组相间短路； （2）中性点直接接地或低阻抗接地侧绕组的接地故障； （3）比较严重的绕组匝间短路故障； （4）变压器外部引线、套管等发生的各种短路故障。 37．为什么变压器的差动保护不能代替瓦斯保护？

答：瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，如铁芯过热、油面降低、断线故障等，但差动保护对此无反应。又如变压器绕组发生少数线匝的匝间短路，虽然短路线匝内的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，但表现在相电流上却并不大，因此差动保护不会反应，但瓦斯保护却能灵敏地反应。因此变压器差动保护不能代替瓦斯保护。 38．变压器差动保护的不平衡电流是怎样产生的？

答：变压器差动保护的不平衡电流产生原因如下： 1．稳态情况下的不平衡电流

（1）由于变压器各侧电流互感器型号不同，相应的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流。它必须满足电流互感器的10％误差曲线的要求。

（2）由于实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流。 （3）由于改变变压器调压分接头引起的不平衡电流。 2．暂态情况下的不平衡电流

（1）由于短路电流的非周期分量主要为电流互感器的励磁电流，使铁芯饱和，误差增加而引起不平衡电流。 （2）变压器空载合闸的励磁涌流，仅在变压器一侧有电流。 39．变压器瓦斯保护能反映哪些故障？

答：变压器瓦斯保护可以反映变压器内部的各种短路故障、绕组内部断线、绝缘老化、铁芯局部烧损和油位下降。 40．对于变压器瓦斯保护的运行投切有何规定？

答：当变压器在运行中，需进行下列工作时需将重瓦斯保护由跳闸改为信号。

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（1）进行注油和滤油时

（2）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶

（3）除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外，在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时 （4）开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门 （5）在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时

（6）对于充氮变压器，当油枕抽真空或补充氮气时，变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完成后，经1小时试运行后，方可将重瓦斯保护投入跳闸。 41．变压器着火如何处理？

答：（1）发现变压器着火时，首先检查变压器的断路器是否已跳闸，如未跳闸，应立即断开各侧电源的断路器，然后进行灭火。

（2）如果油在变压器顶盖上燃烧，则立即打开变压器底部放油阀，将油面降低，并开启变压器水喷雾装置，使油冷却。 （3）如果变压器外壳裂开着火时，则应将变压器内的油全部放掉。

（4）扑灭变压器火灾时，应使用二氧化碳、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材 42．为什么强油风冷变压器在低负荷情况下不能将所有冷却器均投入运行？

答：这样做主要是为了防止油流静电现象的发生。因为通过一系列的试验研究表明，油在绝缘油道中流动时，会在油纸表面产生电荷分离，在局部位置形成电荷积累，并随流速升高而加剧，变压器绝缘性能越好，积累电荷越不易泄漏掉。积聚的空间电荷使局部直流场强升高，当超过该处的绝缘耐受强度时，有可能产生静电放电。如果运行电压下的高场强部位与静电空间电荷形成的高场强部位相重合，就有可能在这个部位出现连续的局部放电，甚至造成绝缘击穿。因而对于运行中的强油风冷变压器，适当控制油的流速，特别是降低油温较低时的流速是抑制和防止油流静电的措施之一。同时，研究人员还认为，变压器油温太低时，油流静电电荷的产生和积累有可能比油温较高时严重。因此，一般规定在负载较轻和油温较低（环境温度很低）时应避免投入较多冷却器。

43．什么是变压器的铜损和铁损？

答：铜损（短路损耗）是指变压器一、二次电流流过该线圈电阻所消耗的能量之和。由于线圈多用铜导线制成，故称铜损。它与电流的平方成正比，铭牌上所标的千瓦数，系指线圈在75℃时通过额定电流的铜损。

铁损指变压器在额定电压下（二次开路），在铁芯中消耗的功率，其中包括激磁损耗与涡流损耗。 44．什么是变压器的短路阻抗？其大小对变压器运行有何要求？

答：变压器的短路阻抗即将变压器一侧短路，在另一侧加额定电流时测得的短路电压经换算后得到的值。换算公式为： Udl：测得的短路电压值

Zdl大小对变压器运行的影响有：

（1）Zdl越大，则变压器二次侧发生短路时，流经变压器的短路电流越小，对变压器的冲击越轻，所以目前业主对变压器制造时最低短路阻抗值均有要求，但Zdl增加，对制造工艺有较高要求；

（2）Zdl越大，则负荷变化时，引起变压器负荷侧电压的变动幅度也越大，电压稳定性差； （3）Zdl越大，运行中同样负荷下变压器绕组消耗的无功功率也越大。 45．变压器的调节分接头一般装在哪一侧绕组上，为什么？

答：变压器的调节分接头一般装在高压侧绕组上。这主要考虑高压侧绕组的负荷电流较低，可以减少引线和分接头开关的载流截面，简化结构；同时一般高压绕组套在低压绕组外面，抽头引出和连接方便。 46．为什么检查绝缘油中的气体的组成和含量可以发现电力设备内部是否存在故障？

答：充油的电力设备（如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管、充油电缆等）的绝缘主要由绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料（如电缆纸、绝缘纸板等）组成，在正常的情况下，这些绝缘材料会逐渐老化、变质，在老化过程中会分解出各种气体，同时，如果电力设备内部发生过热或放电时，这些气体含量还会迅速增加。这些气体主要有氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等7种，通常又把甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四种气体的总和叫做总烃。这些气体大部分溶解在绝缘油中，小部分上升在绝缘油表面，例如变压器有一部分气体从油中逸出进入气体继电器（瓦斯继电器）。经验表明，气体的各种成分分别含量的多少和故障的性质直接相关，因此在设备运行过程中，定期测量溶解在油中的气体组成和含量，可以及早发现充油电力设备内部是否存在着潜伏性故障。此外，对浮在油面的气体或气体继电器内的气体组成和含量进行分析，也同样能判断设备是否存在故障。

气体组成和含量的测量通常采用气相色谱法。

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47．什么叫绝缘老化？绝缘老化的原因是什么？

答：绝缘材料在使用和保管过程中，随着时间的增长，其性能会出现逐渐变坏的现象，称为绝缘老化。 绝缘老化的原因有：

（1）电老化。绝缘材料在长期的电压作用下，在电场强度集中的地方，如导体的棱角、边缘处附近的气体会发生局部放电，绝缘层内部空隙的气泡，由于电场强度集中，也会产生局部放电，局部放电使其邻近的绝缘材料受到腐蚀，严重的会发展到干枯、烧焦而变质。

（2）热老化。电力设备的绝缘材料在有电流流过时会产生热量，从而导致绝缘材料的热分解、氧化、变质、电气性能下降以及绝缘强度下降，甚至发生热击穿，此外，过热加速了绝缘材料内的化学反应，导致绝缘材料硬化和脆化。 （3）机械老化。电力设备中的绝缘材料，如电机绝缘经常受到振动和电磁力的作用，会缓慢出现变形和破损。

（4）环境因素的影响。自然环境中的日光、紫外线、风雨的侵蚀、水分、温度、化学气体以及微生物等的作用，使绝缘材料的老化速度加快，寿命缩短。 48．厂用电系统配电原则

答：厂用电系统设置10.5kV、3.15kV和400V三种电压等级，2000kW及以上的电动机采用10kV额定电压，200kW以上到2000kW以下的电动机采用3.15kV电压，200kW及以下的电动机采用380kV额定电压。 其中低压系（400V）又划分成动力中心PC和马达控制中心MCC两级，75－200kW和150－650kW的静态负荷连接到PC，小于75kW的电动机和杂用负荷接到MCC。

49．厂用电系统各电压等级的接地方式如何？各有何优缺点？

答：（1）10kV：采用中电阻接地方式，发生单相接地时有较大的接地电流，所以当系统发生单相接地时，接地保护将以较短的时限将故障回路切除；因采用中电阻接地，单相接地时健全相电压升高不多，同时中性点电阻还可以抑制间歇接地时的过电压水平，所以这种接地方式对系统设备的绝缘要求可以适当降低。

（2）3kV：采用高电阻接地方式（中性点变压器二次接一电阻），发生单相接地时，接地电流较小，允许接地负荷继续运行，但接地点电流将高于中性点不接地方式；但接地时健全相电压将有明显升高，中性点装高阻可以抑制间歇接地过电压的水平，对设备绝缘要求稍高一些。 （3）400V：除了升压站PC外，其它低压厂变二次侧均采用高阻接地方式，接地时接地电流小，可以维持负荷继续运行；因400V系统本身电压不高，所以接地时健全相电压升高对设备绝缘没有特殊要求，。 50．厂用电系统中有哪几种类型的开关，其控制电源分别来自何处？

答：厂用电系统开关类型：

（1）10kV和3kV系统：为SF6开关（一期）和真空开关（二期），其控制电源来自本机组115V直流系统。

（2）400VPC开关及部分MCC负荷开关（＃2机上有）：均为空气开关，其控制电源来自本机组115V直流系统；但发生大电流故障情况下靠本身的脱扣线圈动作跳闸。

（3）MCC抽屉开关组件：典型设备由空气开关、接触器、热偶组成，接触器控制电源一般取自本回路的控制变压器二次侧。 51．二期发电机在启动过程中，在并网前，发电机灭磁开关合上后，为什么“厂用电切换装置闭锁”会频繁发信？

答：灭磁开关合上后，发电机机端电压建立，这时相应中压母线工作电源进线侧电压也达到正常工作电压，其电压信号与中压母线电压信号一并送入同期继电器进行鉴定、比较（不经任何切换开关），但这时因发电机还未并网，所以一般它与系统之间存在频差，从而导致上述两个输入电压不同步，使得厂用工作电源开关两侧电压相角在00～3600之间变化，相差偏离闭锁角整定范围时，触发“厂用电切换装置闭锁”信号，频差越大，报警越频繁。 52．本机组有哪些开关需经同期鉴定才能合闸？同期电压分别取自何处？同期满足条件分别是什么？哪些开关的同期鉴定继电器是公用的？

答：＃1、＃2机组：

需经同期鉴定合闸的开关有：

（1）发电机出口开关：同期电压引自主变高压出口PT、500kV母线PT（或500kV线路PT），同期条件为△V、△f、△φ均低于整定值或一侧有压，一侧无压，其同期继电器公用。

（2）厂用中压母线电源开关：同期电压分别引自中压母线PT和开关进线PT，其同期满足条件为：两侧电压△V、△f、△φ均低于整定值或一侧有压，一侧无压，其同期继电器公用；另外四台备用电源开关还配置各自独立的快速切换鉴定继电器，其电压信号也从开关两侧PT引入，同期条件为：△V、△φ低于整定值以及Umin

（3）柴油发电机出口开关52DG和保安MCC工作、备用电源开关：其同期电压分别从D/G出口PT、保安PC母线PT和相应工作电源对应的汽机（锅炉）PC母线PT引接，同期条件为：△V、△f、△φ均低于整定值。其同期继电器也公用。

（4）＃2机汽机PC电源、MCC母线电源开关：同期电压从PC工作电源进线PT引接，继电器公用，同期条件为：△V、△φ低于整定值

（5）＃2机锅炉PC电源、联络开关：同期电压从PC上级电源两段10.5kV母线PT引接，继电器公用，同期条件为：△V、△f、△φ均低于整定值。

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＃3、4、5机：

需经同期鉴定合闸的开关有：

（1）发电机出口开关：情况同＃1、2机。

（2）厂用中压母线电源开关：每只开关均配置了一只独立的同期鉴定继电器，作为手动、自动切换的同期鉴定用。同期电压从母线PT和工作（备用）电源进线PT引接，同期条件为：△φ小于整定值，Umin

（3）保安MCC保安电源开关：各配置一只同期继电器，电压从工作保安PC母线和保安MCC母线PT引接，同期条件为：△V、△φ低于整定值。

（4）汽机、锅炉PC电源开关：同期继电器公用，同期电压引自上级电源10kV母线PT，同期条件为：△V、△φ低于整定值。 （5）循泵房PC电源开关：配置一只同期继电器，同期电压引自上级电源3.15kV母线PT，同期条件：△V、△φ低于整定值。 53．请简述我厂厂用电切换方式及厂用电快速和慢速切换成功的条件？

答：我厂一期中压厂用电切换设计有自动快速切换、手动切换，没有自动慢速切换。二期中压厂用电切换设计有自动快速切换、自动慢速切换及手动切换功能。

厂用电系统正常情况下切换为手动切换。切换方式有两种：一是厂用电从启/备变切换至厂总变供电；另一种是厂用电从厂总变切换至启/备变供电。这二种切换过程，均需通过同期并列，手动进行切换。

厂用电系统事故情况下切换为快速切换。一期自动快速切换是在发变组保护动作而启/备变保护没有动作的情况下，经过“快速同期鉴定继电器”鉴定同期条件满足后，出口合备用电源开关。二期自动快速切换是在发变组保护动作而备用工作电源电压不低于87％额定电压的情况下，经过“快速同期鉴定继电器”鉴定同期条件满足后，出口合备用电源开关。

二期自动慢速切换是在当发变组保护动作，自动快速切换失败，母线电压低于20％额定电压后，延时1.2s自合备用电源开关。 一期中压厂用电切换设计上考虑了工作电源开关与备用电源开关并列运行的情况，即无论是自动切换还是手动切换，当二只开关并列运行时，延时2s再次去跳工作电源开关。后来异动改造增加了如果此时工作电源开关还跳不开，则再延时1s去跳备用电源开关。

55．厂用电切换时，你根据哪几种现象判断工作分支开关和备用分支开关已经发生并列运行？怎样处理？

答：当发生工作电源开关和备用电源开关并列运行时，工作电源开关和备用电源开关电流表都有指示，且比正常运行值大许多，＃1机组集控室GCB屏上同时伴有“SWGR 1AX & 1AY INCOM BKRS PARALLELED”或“SWGR 1BX & 1BY INCOM BKRS PARALLELED”报警（正常切换，不会出现该报警）。＃2、＃3、＃4、＃5机组在厂用电正常切换中，集控室GCB屏上会出现“SWGR AX/AY(BX/BY) INCOM BKRS PARALLEL ”报警，但能马上复归。若发生工作电源开关和备用电源开关并列运行时，则不能复归。 处理：

根据运行规程补充规定：

（1）在厂用电从启/备变切换至厂总变供电过程中，若碰到工作电源开关合上后，备用电源开关未自动跳开，应立即将备用电源开关的同期开关置“MANU”位置，手动将备用电源开关分一次，若再断不开，检查并确认工作电源开关、备用电源开关进线电流表确有指示后，将工作电源开关断开，避免两电源长时间并列运行。

（2）在厂用电从厂总变切换至启/备变供电过程中，若碰到备用电源开关合上后，工作电源开关未自动跳开，应立即将工作电源开关的同期开关置“MANU”位置，手动将工作电源开关分一次，若再断不开，检查并确认工作电源开关、备用电源开关进线电流表确有指示后，将备用电源开关断开，避免两电源长时间并列运行。

（3）在厂用电快速切换过程中，备用电源开关自投后，若工作电源开关未跳开，应立即手动将工作电源开关分一次，若再分不开，手动将备用电源开关断开。

56．厂用电全部中断后时，电气各岗位应做好哪些有关工作?

答：（1）＃1、2机组，若厂用电自动切换失败，须手动送电，在合备用电源开关前，必须确认四段中压母线上工作电源开关及所有负荷开关（不含厂用变压器）均已断开且无母线故障信号。

（2）＃3、4、5机组若厂用电自动切换失败，设计上有无压切换回路，四段中压母线上备用电源开关会自动合上，若无压切换也失败，也须手动送电。在合备用电源开关前，必须确认四段中压母线上工作电源开关及所有电机负荷开关均已断开且无母线故障信号，另外必须确认GCB屏上及电子室发变组保护动作情况已作好记录，发变组保护动作出口继电器86-1、86-2、86-3&86-3X、86-4已复归。

（3）厂用电中断后注意柴油发电机是否自启动，若自启动失败，应立即手动开启,若柴油发电机手动启动也失败, 立即考虑切换至全厂保安PC备用电源供电 (只能供一台机组)。保安电源供电后，立即汇报值长。柴油发电机运行期间，应检查其燃油箱油位正常。

（4）保安电源恢复后，应检查主机、小机的交流润滑油泵和主机交流密封油泵等是否启动，必要时手动开泵，保安段上各设备正常后可考虑停用直流油泵；检查115V直流系统和230V直流系统均自动恢复正常；检查UPS系统电源切换正常（二期机组UPS应自动切换回主电源供电）。

（5）因二期机组保安MCC－A及机组保安MCC－B工作电源和备用电源之间有联锁关系，因此＃3、4、5机组厂用电恢复时，首先考虑恢复汽机变3A/4A/5A及汽机公用变3B/4B/5B，确认机组保安MCC供电正常。

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57．一段中压母线改检修，要做哪些安措？

答：中压母线改检修，应首先将该母线所带负荷转移。然后执行下述安措：

1．将该中压母线上的所有负荷开关（包括变压器开关、电动机开关、备用开关）改为检修状态。 2． 将该中压母线上的工作电源及备用电源工作开关改为检修状态，将母线PT退出运行。 3．合上母线接地闸刀或挂接地线。

58．10.5KV母线送电时，发现其进线电源开关拒合，请问有哪些原因?

答：可能的原因有：

（1）开关位置没有到位或二次接头接触不良 （2）开关分、合闸电源失去

（3）开关柜上的K5继电器（对于一期开关而言）或者其它保护动作信号误掉牌没有复归 （4）开关没有完全储能

（5）开关二次辅助开关接点位置不对或者接触不良 （6）开关同期继电器没有投运或失电、故障

（7）开关同期回路进线电压信号失去（及有可能的原因是PT熔丝未放或熔断）

（8）在二期的开关上，当备用电源快速或者慢速切换失败时，如果发变组出口继电器没有复归的话，再次手动送电时，因防跳回路动作，备用电源开关也会拒合

（9）备用电源开关的上级电源启备变220kV开关合闸状态或变压器220kV接地闸刀分闸状态反馈信号不正确 （10）开关操作机构故障

60．电气设备事故跳闸后，应进行哪些检查？

答：电气设备事故跳闸，如该设备为电动机则应先确认备用电机是否自启动，否则手动启动。

其余参照规程中有关《发变组保护装置动作处理规定》以及变压器、电动机事故跳闸后检查条款执行。 62．400VPC一段母线的直流控制电源失去，会有什么后果?

答：400VPC母线直流控制电源主要供母线上各开关的正常分合操作、状态指示、信号报警以及某些保护如馈线接地、低压厂变差动保护（如果保护配置在400VPC侧的话）。所以如果其直流总电源失去的话，将影响上述功能的投用，比较严重的情况是当低压厂变内部故障时，如果差动保护装在400V侧的话，将使保护拒动，要靠对应10kV开关过流保护动作，延长故障切除时间，所以当PC直流失电时，应尽快设法恢复。但需要指出的是，因各开关的固态电流保护（SSTD）装置的动作是靠其自身过电流的能量来实现开关脱扣的，所以直流失电并不影响过流保护功能的发挥。 63．低电压运行的危害？

答：主要有以下危害：

1. 烧毁电动机。电压过低超过10%，将使电动机电流增大，线圈温度升高，严重时使机械设备停止运转或无法启动，甚至烧毁电动机。

2. 灯发暗。电压降低5%，普通电灯的照度下降18%；电压下降10%，照度下降35%；电压降低20%，则日光灯无法启动。 3. 增大线损。在输送一定电力时，电压降低，电流相应增大，引起线损增大。

4. 降低电力系统的静态及暂态稳定性。由于电压降低，相应降低线路输送极限容量，因而降低了稳定性，电压过低可能发生电压崩溃事故。

5. 发电机出力降低。如果电压降低超过5%，则发电机出力也要相应降低。

6. 影响电压的稳定性。如果区域性无功补偿不足，无功的缺额只能由电压降低来补偿，导致无功缺额越来越大，电压越来越低，直至崩溃。

64．厂用异步电动机的保护设置要求？

答：电动机应根据下列要求装设相应保护：

1、容量小于2000kW的电动机，应装设无时限电流速断保护；容量为2000kW及以上的电动机，或容量虽小于2000kW但采用无时限电流速断保护时，灵敏系数不能满足要求的电动机均应装设差动保护。

2、对发生单相接地时接地电流大于5A的电动机，应装设单相接地保护。单相接地电流为10 A及以上的，保护带延时动作于跳闸；单相接地电流为10A以下（5A以上）的，保护可动作于跳闸或信号。

3、对生产过程中易发生过负荷的电动机，应装设过负荷保护，保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸。 4、对启动或自启动困难，需要防止启动或自启动时间过长的电动机，应装设过负荷保护，动作于跳闸。 5、下列电动机应装设低电压保护，保护动作于跳闸：

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5．1 当电源电压短时降低或短时中断后，不允许或不需要自启动的电动机；

5．2 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时，为保证重要电动机自启动而需要断开的次要电动机； 5．3 需要自启动，但为保证人身和设备安全，在电源电压长时间消失后，须从电力网中自动断开的电动机； 5．4 属I类负荷并装有自动投入装置的备用机械的电动机

6、2000kW及以上电动机，为反应电动机相电流的不平衡，并作为短路主保护的后备保护，可装设负序过流保护，动作于信号或跳闸。

65．厂用电动机低压保护作用?

答：当电动机运行中电压消失或降低到一定值时，电动机将停转。如果这时没有及时将停运电机的电源开关脱扣，当电压恢复时，所有电动机将会同时自启动，超过额定电流几倍的启动电流经过变压器绕组，使变压器严重过载的同时，将产生很大的电压降，使得母线电压降得很低，造成所有的电动机根本就无法启动。为了避免这种情况的发生，在电动机的电源控制回路中均设有低电压保护功能，即当电压跌到一定程度时自动将电动机电源开关或接触器脱扣，当电压恢复时，由运行人员人为控制，将要恢复的电动机逐台启动。 66．电动机温度高原因?

答：电动机温度高的原因可能为： 1、电动机负荷高 2、环境温度高

3、电动机冷却风道堵塞或积灰严重

4、空冷电动机其空冷器冷却水量减少或水温升高 5、电动机风扇损坏，冷却风量减少 6、电动机非全相运行

7、电动机电源电压低，电流大

8、电动机绕组接线错误，如星形误接成三角形，则会使电动机铁芯过激磁，从而发生过热 67．断路器、负荷开关、隔离开关在作用上有什么区别？

答：断路器、负荷开关、隔离开关都是用来闭合和切断电路的，但它们在电路中所起的作用不同。其中断路器可以切断负荷电流和短路电流，负荷开关只可切断负荷电流，短路电流是由熔断器来切断的，隔离开关则不能切断负荷电流，更不能切断短路电流，只用来切断电压或允许的小电流。

68．给你一张MCC开关的接线图，请你说出图中设备代号为52、42、49分别指什么？并讲述该开关的保护原理 答：（1） 图略

（2）52：指空气开关，主要作用为实现设备停电时电源与设备的隔离，因其有灭弧功能，可以切断回路故障时的短路电流，故可起到短路保护作用；

42：接触器，用作接通和切断设备正常起停时的负荷电流。

49：指热继电器：用于设备过负荷保护。当负荷电流超过一定值且持续一定时间后， 热继电器内的双金属片发热变形，自动脱开，切断一次回路。

（3）空气开关和热继电器组合在一起，构成了MCC低压电机的一套完整的保护。 69．一台低压厂变改检修要做哪些安措？

答：低压厂变检修，除事先应将其所带负荷转移外，还应做好下列安措： 1．将低压厂变对应的400VPC进线电源开关改为检修状态

2．将低压厂变对应的10.5kV(3.15kV)开关改为检修状态（包括在开关柜下桩头合接地闸刀或挂接地线） 3．将低压厂变的冷却风扇、空间加热器、温控器（如有的话）对应的电源开关打至“OFF” 4．在低压厂变400V侧挂接地线一付。

5．在相应的开关上挂“禁止合闸，有人工作”警告牌 6．在低压厂变本体放置“在此工作”牌

7．如果有400V侧进线PT的话，还应断开PT一、二次回路。 70．马达检修后投运要做哪些检查和操作？

答：马达检修结束，应做好下述工作：

1．押回电气工作票，对马达本体进行外观检查，外观应整洁完整，检查地脚螺丝已紧固，马达接线和接地线良好，马达与所带机械设备靠背轮脱开，就地工完场清。 2．检查马达的润滑及冷却正常。

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3．测量马达绝缘良好，将马达开关改为热备。

4．与电气检修负责人一起到现场试转马达，测量电流、振动及温升，马达运行声音正常，转向正确，并记录。 5．停运马达，将马达开关改为检修状态。

6．将电气工作票交还检修负责人，由检修人员将马达与所带检修进行靠背轮连接，将防护罩装复。 7．就地对靠背轮进行检查后，终结工作票。

8．如无对应机械设备的热机工作票应将马达开关改为热备状态。 9．进行相关的登记。

71．如何正确使用钳型电流表和绝缘摇表？

答：钳型电流表使用要点：

（1）在高压回路上使用钳型电流表应由二人进行；非运行人员测量，履行二种工作票手续。 （2）在高压回路上测量，严禁用导线从钳型电流表另接表计测量。

（3）使用钳型电流表时，应注意钳型电流表的电压等级。测量时戴绝缘手套，站在绝缘垫上，不得触及其它设备，以防短路或接地。

（4）观测表计，应特别注意头部与带电部分的安全距离。

（5）测量低压熔断器和水平低压母线电流时，测量前应将各相熔断器和母线用绝缘材料加以包护隔离，以免引起相间短路，同时应注意不得触及其它带电部分。

（6）在测量高压电缆各相电流时，电缆头线间距离应在300mm以上，且绝缘良好、测量方便者，方可进行，一相接地时，严禁测量。

（7）钳型电流表在使用前应擦拭干净，保存在干燥的场所。 绝缘摇表使用要点：

（1）测绝缘前/后应将被测设备短路放电 （2）根据设备的额定电压，选择适当的摇表 （3）摇表要放平

（4）带电设备和可能感应高电压的设备，禁止测量 （5）测试设备表面应清洁，

（6）应解开测试设备与其它设备的连线（如变压器应解开接地线） （7）三相设备应分相测试，同时应测量一相对地及对其它相的绝缘 （8）引线应绝缘良好，火线不得拖地或接触其它设备

（9）在不接设备的情况下，先将摇表摇几圈，摇表指针应指到无穷大。 （10）测试时手摇的速度要均匀，大约为120转每分钟。

（11）测量时，先将摇表摇到额定转速，指针到无穷大后才将火线挂到测试点，以60s时的摇表指示数值为设备绝缘电阻值。 （12）每一项测试完毕应对设备放电

（13）记录测试时的环境温度、气象条件（如阴、晴、雨、雾等）及湿度（如有条件），及摇表的试验电压。 （14）使用绝缘摇表测量高压设备，应由二人进行。 72．使用低压测电笔应注意哪些问题？

答：使用低压测电笔应注意：

1、测试前应先在确认的带电体上试验以证明是良好的，以防止氖泡损坏而得出错误的结论 2、使用测电笔时一般应穿绝缘鞋

3、在明亮光线下测试时，往往不易看清氖泡的辉光，故此时应注意避光并仔细测试和观察

4、有些设备工作时其外壳往往因感应而带电，用测电笔测试有电，但不一定会造成触电危险，这种情况下，必须用其它方法（如万用表）判断是否真正带电。

73．怎样从测量绝缘电阻来判断电机是否已烘干？

答：电机烘潮过程中应每隔半小时测量一次绝缘电阻，随时判断是否已烘干。

电机在烘潮过程中，绝缘电阻的变化有一定的规律。开始时由于温度上升，绝缘内部水分扩散，使绝缘电阻下降，并可能降得很低。经过一段时间继续烘烤，绝缘电阻才逐渐上升。待绝缘电阻上升到大于合格值，并且达到基本稳定时，才可以认为电机已经烘干。

74．请写出发电机测绝缘的操作方法、测量地点以及注意事项？

答：发电机绝缘分定子绝缘与转子绝缘二项。

定子绝缘的测量地点在发电机中性点接地柜。定子绝缘必须在转子为静止或盘车状态、发电机充氢至额定压力、定子冷却水已投运且冷却水导电度在0.2μS/cm左右方可测量。

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各机组测量的方法及标准不同。

＃1机组定子绝缘测量前应解开发电机中性点压变接地点，拉开发电机PT小车，然后采用1000V摇表测量。以相对地绝缘不小于1MΩ为合格。（同时规定定子不通水时以不小于80MΩ为合格）

＃2机组定子绝缘测量前应解开发电机中性点压变接地点及励磁变中性点压变接地点，拉开发电机PT小车，然后采用2500V摇表测量。测量加压时间为1分钟，20℃以下相对地绝缘应不小于0.5MΩ且应在三相并联状态下每相各测一次，若测量值低于上值80％或相与相之间绝缘值差大于20％，则绝缘不合格。

＃3、＃4、＃5机组定子绝缘测量前应拉开发电机中性点压变接地闸刀，拉开发电机PT小车，然后采用1000V摇表测量。以相对地绝缘不小于0.8MΩ为合格。 转子绝缘测量：

＃1机用500V摇表，对地绝缘应大于20 MΩ。

＃2机转子绝缘测量由检修人员进行。要求在20℃时对地绝缘大于100 MΩ，在30℃时对地绝缘大于50 MΩ。 ＃3、＃4、＃5机用500V摇表，对地绝缘应大于1 MΩ。

75．如何正确测量各类电气设备（如发电机、变压器、马达、母线）的绝缘？

答：设备测量绝缘应在设备与电源可靠隔离的情况下方可进行。 发电机绝缘测量方法参阅上题。 变压器绝缘测量方法：

高压侧绝缘应在断开高压侧接地闸刀或拆除接地线情况下，在中压开关柜后下桩头用2500V摇表测量。低压侧绝缘应在拆除变压器低压侧中性点接地线后，在低压侧引线处用500V摇表测量。

马达分中压马达、PC马达、MCC马达其绝缘的测量除使用的摇表电压等级不同外（中压马达使用1000～2500V摇表，PC及MCC马达使用500V摇表），其测量的地点也有所不同，中压马达绝缘测量在开关柜后开关的下桩头。大部分PC马达绝缘测量在对应的开关柜下桩头，个别马达的动力电源接触器在就地，测量需到就地控制柜动力电源接触器下桩头处进行。MCC马达的绝缘测量可打开对应的开关面板找到开关出线接头，在接头处测量。如MCC马达的接触器在就地控制柜就应到就地控制柜中接触器下桩头测量。马达测绝缘一般只测各相对地绝缘。

中压和PC母线的测量应拉出该母线上所有开关，将母线PT拉出（或将PT一次熔丝取出）。 MCC母线的测量应断开该母线上所有开关，将PT一次熔丝取出。 76．一台10kV/400V低压厂变跳闸后，如何进行检查和处理？

答：1．检查开关室中压开关柜以及400VPC进线开关柜、PC母线PT柜的电气保护动作信号，汇报机组长，并在相应台帐里做好记录，待检修确认后再复归。

2．将变压器两侧开关改冷备或检修。

3．就地检查设备情况，变压器是否有过热现象，有无异味，户外变压器套管有无放电痕迹等。 4．通知检修配合，检查变压器两侧绝缘情况。

5．开好设备隔离单，通知继保以及变压器检修人员对变压器一、二次设备作进一步检查。 6．如果检查过程中发现一二次设备存在缺陷，还应及时填写缺陷通知单。 7．将检查情况在交接班本作详细交代。 77．异步电动机缺相运行的现象

答：电动机断线后：

1.若电动机及所带设备原在静止状态，则转动不起来，若电动机所带设备原在运行状态，则转速下降，电流增加。 2.两相运行时电动机有不正常声音。

3.若电流表接在断相的一相上则电流为0，若接在其它相则电流应大幅上升。 4.电动机外壳温度明显上升。

78．有哪些中压开关可以在开关室里进行分，合操作？分别以何种方式进行？

答：（1）所有的中压开关均可在就地开关本体上进行机械分合操作，但我们规定运行人员一般不执行此类操作，此类操作只有当检修期间由检修人员自己操作。只有情况危急时（如设备紧急停运或投运要求），运行人员可以直接对开关进行机械分闸，在经有关专业人员或领导批准的情况下，运行人员才可对开关进行机械合闸。

（2）所有的中压开关在热备状态或试验位置时均可进行就地电气分闸操作，且无任何闭锁。 （3）所有的中压开关在试验位置时均可进行就地电气合闸操作。

（4）所有低压厂用变压器电源开关在热备状态均可进行就地电气合闸操作。

（5）所有马达和中压母线电源开关均不能在开关室实现热备状态下的合闸操作，该项操作只能集控室进行。

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79．在400VMCC开关的送电操作过程中，你如何判断电源已真正送上？

答：（1）空气开关在“ON”位置，负荷状态指示灯显示正常，热偶指示灯正常，且远方状态指示正常；对于只有空气开关直接向配电盘送电的回路，用电笔测量出线端子应该带电，说明电源已经送上。

（2）电源送不上的原因有：空气开关操作机构不灵活；热偶继电器没有复归；开关二次变压器损坏；一、二次控制熔丝熔断；开关抽屉位置不到位或者二次触头连接不良。 80．中压开关故障报警有哪些原因？

答：引起开关故障报警的原因有： （1）开关跳闸或合闸电源失去

（2）开关故障继电器K5掉牌（一期）或者MCR24有保护动作信号（二期） （3）开关有SF6泄漏报警信号（一期） （4）MCR24装置故障

81．#2机保安电源系统开关故障情况下如何处理？

答：一． 厂用电中断时，出现52AT拒分情况下应急措施

当出现＃2机厂用电中断时，柴油发电机将自启动，但若原来运行的52AT开关拒分，将使得52T开关无法合闸，导致保安电源无法投用，这时运行人员应确认相关直流事故油泵的动作情况，并立即派人到中压开关室检查52AT的状态，如果发现其未分，应按机械分闸按钮，手动再分一次，若仍分不开，按以下步骤操作： 1．断开汽机PC-2A上除汽机保安MCC工作电源A开关外所有其他负荷开关。 2．断开汽机PC-2A进线电源开关，并确认。 3．将52AT拉至试验位置。

4．确认52T开关应自动合上，否则应跑到柴油发电机房手动将其合上。 5．将52AT交由检修处理。

6．检查汽机400V保安MCC母线供电正常。

二．厂用电中断时，出现52BT拒分情况下应急措施

1．断开汽机PC-2B上除汽机保安MCC工作电源B开关外所有其他负荷开关。 2．断开汽机PC-2B进线电源开关，并确认。 3．将52BT拉至试验位置。

4．确认52T开关应自动合上，否则应跑到柴油发电机房手动将其合上。 5．将52BT交由检修处理。

6．检查汽机400V保安MCC母线供电正常。

三．厂用电中断时，出现52AB（52BB）开关拒分情况下应急措施

#2锅炉PC开关原来运行中，不存在汽机PC开关类似情况。但若运行中碰到52AB（52BB）开关拒分，52B开关就不能合闸，导致锅炉保安MCC母线失电，运行人员应立即跑到锅炉PC开关处，应急处理如下： 1．断开锅炉PC-2A上除锅炉保安MCC工作电源A（52AB）开关外所有负荷开关。 2．确认锅炉PC联络开关在断开位置。

3．将锅炉PC联络开关的自投选择开关切至“DISABLE”位置。 4．断开锅炉PC-2A母线进线电源开关。 5．将52AB开关拉至“试验”位置。

6．确认52B开关应自动合上，否则应跑到柴油发电机房将其合上。 7．将52AB交由检修处理

8．检查锅炉400V保安MCC母线供电正常。 备注：52BB开关故障拒分处理类同。

四．#2机带负荷试验中，52T开关拒分应急措施

当#2机带负荷试验中，出现52T开关拒分，运行人员应跑到中压开关室，将52T开关机械分一次，若还是分不开，按以下步骤操作：

1．手动减少柴油发电机负荷，尽量往下调。 2．手动断开52D/G开关，并确认。

3．按柴油发电机“STOP”按钮，停用柴油发电机。

4．通知检修，将52T开关摇至“检修”位置，进行处理。 5．检修处理完毕，将52T开关摇至“运行”位置。

6．将#2柴油发电机启动方式选泽开关打至“AUTO”位置。 7．确认#2柴油发电机已处于热备状态。

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82．造成电流互感器测量误差的原因是什么？

答：测量误差就是电流互感器的二次输出量I2与其归算到二次侧的一次输入量I1的大小不相等、幅角不相同所造成的差值。因此测量误差分为数值（变比）误差和相位（角度）误差两种。

产生测量误差的原因一是电流互感器本身造成的，二是运行和使用条件造成的。

前者是由于电流互感器有励磁电流Ie存在，而Ie是输入电流的一部分，它不传变到二次侧，故形成了变比误差。Ie除了这铁芯中产生磁通外，尚产生铁芯损耗，包括磁滞和涡流损耗。Ie所流经的支路是一个呈电感性的支路，Ie与I2不同相位，这是造成角度误差的主要原因。

运行和使用中造成的测量误差过大是电流互感器铁芯饱和和二次负载过大所致。 83．为什么电流互感器在运行中二次回路不准开路？

答：运行中的电流互感器二次回路开路时，二次电流等于零，二次磁势等于零，一次电流及磁势均不变，且全部用来激磁。此时合成磁势较正常状态的合成磁势大许多倍，铁芯磁通急剧达到饱和。由于磁通的增加，在开路的二次线圈中感应出很高的电势，这将对工作人员的安全及二次回路设备造成威胁。同时由于磁感应强度剧增，铁损耗增大，将严重发热，以至损坏线圈绝缘。

84．直流系统一点接地有什么危害？请简单说明原因及查找原则

答：直流接地的危害及其解释

直流正极接地有造成保护误动的可能。一般跳闸线圈（如出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等）均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动。直流负极接地与正极接地道理相同，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作（越级扩大事故）。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器触点。 相应解释：

（1）两点接地可能造成断路器误跳闸：

如上图，当直流接地发生在A、B两点时，将电流继电器触点短接，将中间继电器启动，KC触点闭合而跳闸。A、C两点接地时短接KC触点而跳闸。在A、D两点，D、F两点等同样都能造成断路器误跳闸。 （2）两点接地可能造成断路器拒动：

接地发生在B、E两点、D、E两点或C、E两点，断路器可能造成拒动 （3）两点接地引起熔丝熔断：

当接地点发生在B、E和C、E两点，保护动作时，不但断路器拒跳，而且引起熔丝熔断，同时有烧坏继电器触点的可能。 直流接地点查找步骤及原则：

根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所，采取拉路寻找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时，切断时间不得超过3秒，不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及时找出接地点，尽快消除。 注意事项：

（1）查找接地点禁止使用灯泡寻找的方法；

（2）用仪表检查时所用仪表的电阻不应低于2000Ω/V； （3）当直流发生接地时禁止在二次回路上工作； （4）处理时不得造成直流短路或另一点接地； （5）查找和处理必须由两人同时进行；

（6）拉路前应采取必要的措施，以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动。 在下列情况下，采用试停方法查找直流接地有时找不到接地点的位置：

当直流接地发生在充电设备、蓄电池本身和直流母线上时，用拉路法是找不到接地点的。当直流采用环路供电方式时，如果不断开环路也是不能找到接地点的。除上述情况外，还有直流串电（寄生回路）、同极两点接地、直流系统绝缘不良，多处出现虚接地点，形成很高的接地电压，在表计上出现接地指示。所以在拉路查找时，往往不能一下子全部拉掉接地点，因而仍然有接地现象存在。

85．400VPC开关送电后，合不上，应检查什么？ 答：应检查内容：

（1）开关储能是否完好 （2）开关合闸熔丝是否完好 （3）SSTD信号有无复归

（4）开关是否完全到“连接”位置

（5）对于MCC电源开关，应检查相应进线闸刀是否合上 （6）对于电动机负荷开关，应检查母线PT熔丝是否完好

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（7）对于PC进线开关，应检查同期条件或送电条件是否满足，检查上级电源开关是否真正合上及其二次插头连接是否良好 86．MCC组合开关“ET”报警的原因有哪些？

答：根据不同回路设计，报警原因可能有：①开关热偶动作②开关控制变压器故障或一、二次熔丝熔断③空气开关跳闸。 87．什么情况下机/炉PC联络开关会自投？什么情况下不会自投？各MCC电源开关自动及手动切换有何联锁？

答：＃1机：汽机PC联络开关在自动方式下，当汽机变本身故障（如差动、温度保护动作），且其低压侧开关已跳闸的情况下会自投。其它情况下均不会自投；锅炉PC联络开关不会自投。各MCC电源开关中除了保安MCC外，其它所有回路均无自动切换功能，手动切换也采用停电方式，切换时要求另外一侧电源开关已断开，本侧闸刀已合上。

＃2机：汽机/锅炉PC联络开关在汽机/锅炉变差动动作时，低压侧开关跳闸后会自投，其余情况不会自投。汽机各MCC电源开关的切换方式为：除了保安MCC的保安电源开关和循泵房MCC的两只工作电源开关的切换可以实现外，其它回路均不能实现自动切换，而两电源间手动切换可以经同期鉴定实现不停电切换，即备用开关合闸后，经0.5s跳工作电源开关，若未果，再经2s跳本开关，若还拒动则延时3s跳两电源开关。锅炉MCC正常时其两电源开关均合上，经切换接触器进行切换，其中MCC－2A、2B电源可实现自动切换（经低电压延时）；而MCC－2C、2D则需要手动操作切换接触器。

二期： 汽机/锅炉400VPC联络开关只有当任一段母线失电，低电压动作即会跳该段进线开关，同时自投联络开关（经过流闭锁）；各MCC电源除了保安MCC母线失电时，备用或保安电源会自动切换外，其它MCC两电源开关均无自动切换功能，手动也只能实现停电切换。

88．短路对电气设备的危害主要有哪些？

答：短路对电气设备的危害主要有热效应和电动力效应。短路电流远远超过正常运行电流。它在绕组中产生的热量大大超出正常电流产生的热量，使设备绝缘承受高温，造成绝缘迅速老化甚至烧损。短路电流使绕组承受巨大的电动力，造成设备结构变形，绝缘层损坏。

89．柴油发电机在什么情况下会自启动？有时自启动后却不并网，请问是什么原因？

答：柴油发电机自启动条件：

＃1机：汽机PC－1A或锅炉PC－1D失电。

＃2机：汽机或锅炉保安MCC失电或低电压继电器动作，且正常工作电源开关在合闸位置。 二期：机组保安MCC－A或机组保安MCC－B失电或低电压继电器动作。 自启动后不并网原因：

一期： ①52D/G故障拒合②保安MCC正常电源开关拒分或存在过流信号③52T开关拒合

二期： ①52D/G故障拒合②保安MCC正常或备用电源开关拒分③52A、52B拒合④失电母线对应的上级电源两段母线有电，即上级电源没有真正失电。

90. 主变高压侧进行套管更换工作，你认为需要做哪些安全措施？

答：进行该项工作时，应其工作范围仅限于主变压器本体以及相应的架空线，所以在安措布置上可以适当简化，下列项目是必须执行的安措：

（1）断开主变出口闸刀及其直流操作电源，并在闸刀操作把手、操作电源小开关（熔丝）处分别挂“有人工作，禁止合闸”警告牌

（2）断开主变高压侧PT二次小开关（熔丝），并在就地挂“有人工作，禁止合闸”警告牌 （3）将发电机灭磁开关改检修，并在开关以及操作控制屏处挂“有人工作，禁止合闸”警告牌

（4）断开230V直流母线上初励电源开关（＃2机为就地励磁屏内初励电源熔丝），并挂“有人工作，禁止合闸”警告牌 （5）拉出发电机PT1、PT2小车，并挂“有人工作，禁止合闸”警告牌

（6）将四段中压母线工作电源开关改冷备，断开进线PT一次刀熔开关（或拉出PT），分别挂“有人工作，禁止合闸”警告牌 （7）在发电机封闭母线上至PT一次引线处挂一副接地线 （8）合上主变出口接地闸刀

91. 引起发电机过励（转子电流超限）的原因有哪些？分别如何处理？

答：发电机过励限制动作，表明转子过负荷，其可能原因有：

（1）发电机无功负荷偏大，象我厂这种情况主要发生在系统有事故，出现大量无功缺额时，这时应汇报值长，了解情况后，联系调度先减一部分有功，同时请求系统调节无功平衡；这时还应注意监视发电机定子电流，如果经处理定、转子电流仍超过额定值，应根据运规中发电机过负荷事故处理规定确定运行时间，在处理过程中应继续减有功。

（2）发电机转子绕组（＃2机还有励磁机磁场绕组）匝间短路，引起转子磁势减少后，转子电流增加，其表现的现象为跟平时

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比较同样的转子电流下转子电压增加较多，同时发电机振动有所反映。这时应降低励磁电流甚至机组有功功率，确保励磁电流低于额定电流，并汇报。同时注意发电机振动情况。

（3）在运行中，反馈到发电机AVR的机端电压信号不准确，比实际值偏小，使得AVR输出误增加，在转子负荷本身比较高的情况下，会导致励磁电流超限。这时应检查AVR通道是否进行自动切换，若没有，且另外备用通道也不存在故障信号，应将AVR切换至备用通道，切换前先观察工作、备用通道之间应跟踪正常。

92. 电动机启动时，过流或速断或差动保护动作，你认为分别可能有哪些原因？请具体指出。

答：电动机启动时，若有电气保护动作跳闸，则根据保护的动作情况，原因各有侧重，有可能是一次设备本身原因，也可能是保护装置原因，其中

过流保护动作：可能是由电机带载启动、电机或其机械设备卡涩、电机缺相、鼠笼条断、电源电压低、过流保护延时时间整定不合理或者反时限曲线选择不当等引起。

速断保护动作：可能是由于电机本身或电缆引线存在短路、速断定值整定不合理，躲不过启动电流瞬时值等引起。

差动保护动作：可能是由于电机本身或电缆引线存在短路、差动CT开路、CT饱和特性变坏、差动继电器制动比整定偏低等原因引起。 二、锅炉部分目录

1．自然循环锅炉与强制循环锅炉水循环原理上区别？

答：自然循环依靠下降管中的水和上升管中汽、水混合物的重度差工作。随着锅炉工作压力的提高，汽、水间重度差的减小，推动循环工作的驱动力，或者说有效压头随之减少。强迫循环则是在循环回路的下降管侧增设炉水循环泵，提供额外压头，以弥补自然循环驱动力的不足，提高锅炉水循环的可靠性。其水循环动力由炉水泵及运动压头共同提供。除此之外，二者没有本质的区别。但强制循环具备下列有利因素：

1．包括在升炉、停炉期间在内的任何工况下都能由泵提供足够的压头和流量，保证受热面的冷却，也藉此加速各承压部件间金属温度均匀，有利于升炉、停炉时间的缩短。

2．因炉水泵提供了足够的压头，使回路各管间的流量可通过在各管进口端设置节流圈来调节，使各管间因通流阻力系数与吸热量不均一，导致的出口含汽率差异可通过节流圈变得均一，循环的可靠性提高。水冷壁分割成若干个回路，供水管道复杂的麻烦得到改善，整个水冷壁可以构成一个回路。

3．水冷壁因有足够的压头而允许采用较自然循环为小的管径；管壁温度与材质要求也因流速的保证而可以较低。 4．同样也由于有足够的压头，使汽包内件布置的选择余地可以增大。

5．在锅炉升炉期间，对省煤器受热面的保护问题，也可因炉水泵所提供的压头通过省煤器再循环管，使炉水在省煤器与汽包之间建立起足够的流量，省煤器内的水不致汽化，气体不致储积，不需要再进行排污换水，从而降低了炉水和热量的损失。 6．在进行化学清洗时，由于炉水泵提供了压头，使药液在锅炉各部位保持均匀，可以减少取消时间，减少对受热面的损害。 7．炉水泵前后压差在一定程度上反映了循环回路的通流阻力。从投运开始，经常记录和分析此压差，可以检测回路内部是否有结垢、是否存在异物。

8．因有炉水泵提供压头，强制循环锅炉的水冷壁管径一般比自然循环锅炉为小，加以采用节流圈来调整各管的出口蒸汽干度。因此万一产生管子爆裂时，管径小和节流圈都有助于对泄漏量的遏制，以减少对邻近管子的伤害；发生泄漏后可维持水位的时间也可相应比自然循环锅炉为长。

9．由于循环流速可以通过炉水泵控制，使锅炉运行的压力范围少受循环特性的制约，锅炉运行的压力范围可以扩大，滑参数运行范围可以扩大。当然采用炉水泵也带来设备投资、维护方面的问题。 6．锅炉结渣有何危害？如何防止？

答：锅炉结渣的危害：

1. 在炉膛大面积结渣时，会使炉膛吸热量大大减少，炉膛出口烟气温度过高，造成过热器汽温偏高，导致过热器管超温。 2.燃烧器喷口结渣，影响气流的正常流动和炉内空气动力场。

3.炉膛局部结渣后，使结渣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爆管事故。 4. 由于结渣，受热面吸热量减少，排烟温度上升，降低了锅炉的出力和效率。

5.炉膛内结渣掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，或者堵塞排渣口而使锅炉无法维持运行。 结渣的防止：

1.必须了解煤的特性。煤的灰熔点低，应注意及时清渣，以免结成大块渣块，不好清除；

2.调整好燃烧，注意一、二次风配合，避免供风不足或燃料与空气的混合不良以及火焰偏斜。供风不足或燃料与空气的混合不良，燃料达不到完全燃烧，将会产生还原气体，灰的熔点会大大降低； 3.避免锅炉超出力而使炉膛温度过高，造成结渣。 7．锅炉结渣的成因？影响结渣的因素？

答：受热面的结渣发生于呈熔融态的灰粒与壁面的碰撞。产生结渣要基本二个条件：灰粒与壁面碰撞；灰粒在碰撞壁面时呈熔融态，能够黏附在壁面上。

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一般炉膛火焰中心的温度很高，有相当一部分灰粒呈熔融或半熔融状态；在近炉壁区域温度较低。炉内的煤粉及灰粒随气流运动，或从气流中分离出来，在分离中颗粒的温度会随它从高温区域到达壁面的速度和周围温度而改变。如果存在足够的冷却，则在与壁面碰撞前原呈熔融态的颗粒会重新固化，失去黏附能力，不产生结渣；反之如果没有得到充分冷却，仍呈熔融或半熔融状态，则形成结渣。

结渣的形成与煤炭特性、炉内温度场、速度场、煤粉或者说灰粒的粒度密切相关。

炉内气流的贴壁冲墙既影响燃烧过程，也促进颗粒与壁面的碰撞；气流速度与流向的突变，促进颗粒从气流中分离出去，增加与壁面碰撞的机会。在相同的流动状态下，气流中越粗、越重的颗粒，越容易分离出去，碰撞壁面的机会也更多。因此在煤粉炉中都需要进行空气动力场试验，通过调整各喷嘴出口风速、风量来保证气流不贴壁冲墙；保证在近壁区域的速度梯度是小的。如果空气动力场、煤炭燃烧特性、炉内受热面吸热能力三者所决定的炉内温度场是高温区域与壁面有一定距离，近壁面区域温度较低，则从气流中分离的颗粒就具有被冷却固化的较大可能性，产生结渣的可能就小。当然结渣还与分离颗粒在此区域的停留时间，即运动速度有关，与煤炭灰的熔融特性有关，与灰粒度相关。较大的灰粒热容大，冷却固化不易。锅炉热负荷增大，炉内总体及近壁面温度水平提高，对灰粒的冷却能力随之减弱，容易导致结渣。受热面的清洁程度影响近壁面温度水平，从而影响结渣的形成。煤炭灰的熔融特性与煤粉细度、煤炭的偏析度、煤炭的燃烧特性、煤炭灰的组成、炉内燃烧气氛等有关。若氧化性气氛则熔融温度高，还原性气氛则低，因此炉内燃烧的组织及过剩空气系数也影响结渣。 8．如何判断锅炉“四管”泄漏？

答：判断锅炉“四管”泄漏的方法有：

1. 仪表分析。根据给水流量、主蒸汽流量、炉膛及烟道各段温度、各段汽温、壁温、省煤器水温和空气预热器风温、炉膛负压、引风机调节挡板开度、电流等的变化及减温水流量的变化综合分析。

2.就地巡回检查。泄漏处有不正常的响声，有时有汽水外冒。省煤器泄漏，省煤器灰斗处有灰水流出。泄漏处局部正压。 3.炉膛部分泄漏，燃烧不稳，有时会造成灭火。 4. 锅炉烟气量增加。

5.再热器管泄漏时，机组负荷下降（在等量的主蒸汽流量下）。 10．锅炉受热面有几种腐蚀？如何防止受热面的高低温腐蚀？

答：锅炉受热面有二种腐蚀：高温腐蚀和低温腐蚀

防止受热面高温腐蚀的措施：控制好过热器，再热器出口汽温，定期吹灰。

防止受热面低温腐蚀的措施：利用暖风器或热风再循环，适当提高进入预热器的冷空气温度。 11．巡检时如何判断锅炉燃烧是否正常？

答：对于煤粉可以根据炉膛火焰进行判断：

火焰情况 原因分析 处理及调整 火焰明亮稳定 配风合理，煤粉细度合适均匀 火焰白亮刺眼 风煤比偏大，出力大 注意风煤配比，防止熄火

炉膛结渣 及时调整，防止结渣 火焰黄亮闪动 风量过大 适当减小风量 煤炭灰份过高 注意磨煤机出力，防止堵塞

火焰发黄无力 煤炭挥发份低、水分高 适当调整风量，降低煤粉细度

炉膛温度低 火焰发红闪动 风量可能过小、风煤配合不当 适当调整风量 煤粉较粗 降低煤粉细度 煤炭灰份较高

火焰暗红不稳 风量过大 适当调整风量

煤粉太粗 降低煤粉细度 煤炭挥发份低

炉膛温度低 冷灰斗漏风量大 保持冷灰斗水封 对于油火焰同样可以根据油枪火焰情况判断

火焰情况 原因及分析 处理及调整 火焰白橙、光亮清晰 燃烧良好

火焰暗红 风量不足 调整风量 油枪雾化不佳，或位置不当 检查油枪头子

油压太低 提高油压 火焰紊乱 风量配合不好 调整风量 油枪位置或角度不当 调整油枪位置及角度

火焰不稳定 油枪与配风器配合不当 调整油枪与配风 器的相对位置

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喷嘴雾化不佳 检查并调换油枪头子

油中带水过度 油质或油压不稳

火焰中放蓝花 配风器位置不当或喷嘴周围结焦 调整配风器，清除结焦 喷嘴口径过大或连接处漏油 检查和更换喷嘴

有回火及黑烟 风量不足 调整风量 油喷嘴及配风器位置不当 调整喷嘴及配风器位置 油喷嘴及配风器结焦 打焦

炉膛温度太低

火焰中有一丝一丝 风量不足 调整风量 的黑线或条 喷嘴中个别分配孔或切向槽堵 清洗、更换喷嘴 塞或雾化片未压紧

12．对制粉系统运行有何基本要求？

答：锅炉对制粉系统运行的要求主要是：

1、出力：磨煤机总出力应满足机组目标负荷要求。

2、煤粉细度：煤粉细度直接影响磨煤机出力、燃烧效率和制粉系统功耗。因此存在一经济细度。制粉系统输出的煤粉细度应接近经济细度。

3、煤粉浓度：煤粉浓度与输送煤粉的一次风量密切相关，在出力一定的情况下，煤粉浓度依靠一次风量来控制。风煤比必须满足最佳状态（即与煤粉中挥发份组织燃烧所需的燃烧空气量大体接近）并避免处于0.3~0.6（煤/风）之间的爆燃区域。同时一次风量应避免煤粉在煤粉管道中的沉积。

4、煤粉气流温度：磨煤机出口煤粉温度决定于煤粉气流的着火稳定性和煤粉系统产生爆燃危险性之间的平衡 13．影响制粉系统出力的因素有哪些？

答：下列因素影响磨煤机出力：

（1）煤中的水分（2）煤的可磨性系数（3）入磨煤的颗粒度（4）出口煤粉细度 （5）一次风量（6）一次风温（7）磨辊的弹簧加载力（8）磨辊与磨盘的间隙大小 14．巡回检查中如何检查和判断煤粉管道受堵？

答：检查和判断煤粉管道受堵主要从以下几方面入手：

1、手摸煤粉管道温度并与相邻管道比较：运行正常的煤粉管道应该是热的或略烫的，如果手摸运行着的煤粉管道不热或与相邻管道比较，温度明显低，则应怀疑该煤粉管道受堵。

2、用阀门钩敲打该管道并与相邻管道比较，若敲打声音明显沉闷，则基本确定此管道受堵。

3、检查煤粉喷嘴着火情况，受阻或受堵得燃烧器喷嘴没有火焰或气流强度减弱。检查该喷嘴的火检状况。一般应出现无火检信号或信号不稳、偏弱等。

15．空预器所属有哪些辅助设备？各设备的作用是什么？

答：我公司各机组空预器均为立式三分仓转子回转式。除空预器外壳、转子（含波纹板）外，为保证空预器正常工作，还设置了下述辅助设备：

1．空预器吹灰系统 作用：清除积灰、积油，防止空预器差压升高，防止空预器着火。 2．转子驱动装置（包括电动马达、气动马达、变速器） 作用：驱动转子 3．红外温度探测装置 作用：检测空预器内部是否着火。

4．密封装置（包括径向、环向、周向密封及LCS装置） 作用：减少空预器烟/风侧之间漏风。

5．轴承润滑油系统（包括支承轴承润滑油系统、导向轴承润滑油系统） 作用：提供轴承润滑、冷却。 6．服务水冲洗管道 作用：空预器停运检修时对空预器受热面进行清洗。 7．消防水系统 作用：灭火。

16．空气预热器的腐蚀与积灰是如何形成的？有何危害？

当燃用含硫量较高的燃料时，生成SO2和 SO3气体，与烟气中的水蒸气生成亚硫酸或硫酸蒸汽，在排烟温度低到使受热面壁温低于酸蒸汽露点时，硫酸蒸汽便凝结在受热面上，对金属壁面产生严重腐蚀，称为低温腐蚀。同时，空气预热器除正常积存部分灰分外，酸液体也会粘结烟气中的灰分，越积越多，易产生堵灰。因此，受热面的低温腐蚀和积灰是相互促进的。

低温腐蚀和积灰的后果是易造成受热面的损坏和泄漏。当泄漏不严重时，可以维持运行，但使引风机负荷增加，限制了锅炉出力，严重影响锅炉运行的经济性。另外，积灰使受热面传热效果降低，增加了排烟热损失；使烟气流动阻力增加，甚至烟道堵塞，严重时降低锅炉出力。

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17．空预器正常运行时主马达过电流的原因？

答：运行时主马达过电流的原因：（1） 电机过载或传动装置故障。（2） 密封过紧或转子弯曲卡涩。 （3） 异物进入卡住空预器。（4） 导向或支持轴承损坏。 18．空预器有几种密封，扇形板间隙大小有何危害？

答：空预器密封分为径向密封、轴向密封、环向密封。除空预器热端密封（属径向密封）的间隙在运行中由泄漏控制系统（LCS）自动调节外，其它密封间隙在空预器投运前由机务人员人工调整到位。密封间隙过大使漏风大，导致六大风机出力损耗增大，机组运行经济性下降。密封间隙过小不仅使驱动马达电流增大，同时易引起空预器转子卡，威胁空预器本身及机组运行安全。 19．空预器堵灰严重会引起CRT上哪些参数变化？会产生什么影响

答: 空预器堵灰严重时参数的变化:

（1）空预器烟气侧进出口差压明显增大；（2）空预器两侧排烟温度偏差明显增大；（3）空预器漏风量增大，排烟温度增大；（4）引风机电流有所增大；（5）可能引起炉膛负压的晃动；（6）送风机、一次风机电流有所增大；（7）送风机出口风压增大；（8）一次风机出口风压有所增大；（9）空预器漏风量的增大使一、二次风温有所增大； 20．什么是风机的失速与喘振，其现象如何？

答：对于引风机等低比转速离心风机（泵），其特性曲线在低流量段是有起伏的，如果二台并列运行，其总的特性曲线在低流量时呈现一段∞型线段，如果运行中系统阻力特性曲线刚好穿越该段，则风机运行就存在二个工作点，二台风机出口压头及流量频繁波动，振动和噪声明显增大，严重的会损坏风机。此即为喘振。发生喘振时上述现象在CRT可监测到。

对应轴流式风机，当其叶片的翼形相对于气流运动的夹角过大，会使叶背发生附面层分离，在流道中形成涡流，使该流道部分堵塞。气体被挤向相邻二流道，使上游的流道气流进气角减小，下游的流道气流进气角增大，既而造成下游叶片发生附面层分离。下游流道发生堵塞，进而有部分气流挤向该中间流道，气流进气角变小，使该叶片工况恢复正常。这样各叶片依次发生附面层分离，造成风机压力波动，出力减少。通常在叶片进气口风机安装压力探头来检测风机是否失速。 21．引风机启动前检查内容有哪些？风机启动时，让你留在就地的目的和要求是什么？

答：1、启动前检查内容见规程。

2、引风机（包括锅炉六大风机）启动前检查已完成，风机满足启动许可条件，已可启动。但启动风机时往往还需要巡检人员留在就地的目的：一是观察风机启动时的状况，一旦发生异常情况需要立即处理、汇报，以避免风机及有关设备进一步损坏；二是风机启动后应对风机及相关设备进行一次检查，看其运行状况是否正常。具体要求是：当风机启动时发生如运规中“泵类、风机、电动机异常”章节中所述的需紧急停运的情况是，应果断按接地紧急事故按钮停运风机，随后马上汇报机组长。若风机启动后无明显异常，则应按热机辅机规程中的“辅机启动后检查”的内容，进行一次检查，随后汇报机组长。 22．锅炉MFT的意义是什么？锅炉在什么情况下发生MFT？MFT发生后，锅炉有关设备应怎样动作？

答：1. MFT即主燃料跳闸（MASTER FUEL TRIP）。 2．略。（即MFT联锁动作条件，见规程。） 3．MFT联动（＃1炉）：

（1） PPS盘上显示MFT首出原因；（2） 所有磨煤机跳闸,磨煤机热风隔离档板关闭，磨煤机冷、热调节档板关闭，5分钟后冷风调节档板全开；（3） 所有给煤机跳闸，各给煤机指令自动回到25%；

（4） 两台一次风机跳闸，密封风机联跳；（5） 快关燃油母管调节阀、回油阀及所有油枪三位阀；

（6） 当任一油枪三位阀未关时，关闭燃油母管跳闸阀；（7） 关闭主蒸汽、再热汽减温水电动隔离阀；关闭主蒸汽、再热汽减温水调节阀；（8） 跳闸主汽轮机；（9） 电除尘A、B跳闸；（10）锅炉吹灰器跳闸；（11）高压旁路控制复位；（12）全开所有燃料风档板；（13）全开所有辅助风档板；

（14）小汽机A、B跳闸；（15）MFT后引风机档板指令关小25%，10秒钟后逐渐开启，20秒钟后恢复； （16）10分钟后，主汽至辅汽电动隔离阀关闭； 4、MFT动作后，将联锁（二期）：

（1）切断进入炉膛的所有燃料：所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，点火油跳闸阀、低负荷油跳闸阀、所有点火油枪及低负荷油枪跳闸阀关闭。（2）汽轮机跳闸 （3）所有配风器、二次风隔离门自动全开，进行炉膛吹扫。如因低风量MFT，则所有配风器、二次风隔离门维持原开度一段时间，再自动全开，进行炉膛吹扫。（4）所有吹灰器自动退出，LCS装置自动将扇形板提至最高位置。电除尘跳闸。（因环保原因，现该联锁已取消，机组MFT后应及时通知灰控人员撤出电除尘）。（5）过热器、再热器减温水隔离阀自动关闭 （6） 过热器烟道挡板自动全开，再热器烟道挡板自动全关。

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23．厂用电全部中断后时，锅炉各岗位应做好哪些有关工作?

答：#1机组：

1、厂用电中断后，确认锅炉MFT动作，各油枪三位阀、燃油跳闸总阀、回油跳闸总阀自动关闭，磨煤机进口冷、热风门关闭 2、应立即检查炉水泵事故水箱供炉水泵的冷却水进、出水通道畅通，否则手动操作“事故冷却水阀开启”按钮，就地检查开启放水手动隔离阀，保证冷却水通道畅通。

3、确认空预器空气马达自启动正常（否则，通知检修人工盘动），就地确认空预器转动正常，监视空预器轴承油温正常。 4、确认空预器扇形密封板（LCS）返回到设定位置，否则手动提升。

5、若空压机系统保不住，应在压缩空气未完全失去时首先考虑把空预器的进、出口挡板关闭，并联系检修人员人工盘车。 6、在锅炉400V保安 MCC母线恢复供电后，确认扫描风机自启动，其进口通大气挡板开启，否则应手动启动，确认空预器上、下轴承油系统运行正常。

7、确认锅炉侧交流事故照明投用正常，电梯运行正常。

8、在锅炉400V MCC母线恢复供电后，启动两台空预器的电动马达，停运空预器的气动马达。 9、闭式水系统恢复后，检查关闭炉水泵事故冷却水放水阀，对炉水泵事故水箱补水至正常水位。 #2机组：

1、厂用电中断后，确认锅炉MFT动作，各油枪三位阀、燃油跳闸总阀、回油跳闸总阀自动关闭，磨煤机进口冷、热风门关闭。 2、确认直流扫描风机自启动运行正常。

3、确认空预器空气马达自启动正常（否则，通知检修人工盘动），就地确认空预器转动正常，监视空预器轴承油温正常。 4、确认空预器扇形密封板（SDS）返回到设定位置，否则手动提升。

5、若空压机系统保不住，应在压缩空气未完全失去时首先考虑把空预器的进、出口挡板关闭，并联系检修人员人工盘车。 6、在锅炉400V保安 MCC母线恢复供电后：

1）启动扫描风机A或B，其进口通大气挡板开启，否则应手动开启，停运直流扫描风机。 2）确认锅炉侧交流事故照明投用正常，电梯运行正常。

3）在锅炉400V MCC母线恢复供电后，启动两台空预器的电动马达，停运空预器的气动马达，空预器上、下轴承油系统运行正常。

＃3、4、5机组

1、厂用电中断后，确认锅炉MFT动作，点火油枪、低负荷油枪的燃油跳闸阀关、各油枪进口阀关，磨煤机进口冷、热风门关闭。

2、确认直流扫描风机自启动运行正常。

3、确认空预器空气马达自启动正常，就地确认空预器转动正常，监视空预器轴承油温正常。 4、确认空预器扇形密封板（LCS）返回到设定位置，否则手动提升。

5、若空压机系统保不住，应在压缩空气未完全失去时首先考虑把空预器的进、出口挡板关闭，并联系检修人员人工盘车。 6、就地手动关闭吹灰蒸汽电动隔离阀，同时确认吹灰蒸汽母管的安全阀回座。 7、在锅炉400V保安 MCC母线恢复供电后：

（1）启动扫描风机A或B，其进口通大气挡板开启，否则应手动开启，停运直流扫描风机。 （2）确认锅炉侧交流事故照明投用正常，电梯运行正常。

（3）启动两台空预器的电动马达，停运空预器的气动马达，确认空预器上、下轴承油系统运行正常。 24．运行中影响汽温的因素有哪些？请分别说明

答：锅炉过热器的出口汽温决定于省煤器及水冷壁吸热量与过热器受热面吸热量的分配比例。任一影响该比例的锅炉运行和设计变化都会影响到出口汽温。增大蒸发受热面吸热量，减少过热器受热面吸热量，使出口汽温下降，反之，则汽温上升。在合理布置受热面的同时，采用减温、调温挡板等调节手段使汽温保持稳定。

除了减温水、调温挡板等汽温调节会影响汽温外，锅炉负荷、受热面布置、煤炭特性、运行方式这几个方面会影响汽温特性。 锅炉负荷对出口汽温的影响：不同类型受热面的出口汽温特性与锅炉负荷的关系各不相同。辐射式受热面的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低；对流式受热面的出口汽温随锅炉负荷的增大而升高；屏式受热面（辐射、对流参半）的出口汽温少受锅炉负荷的影响。锅炉负荷增加，投入炉内的燃料量和燃烧量随之增大，流经辐射受热面的蒸汽量也增大，但辐射受热面的吸热量虽有增大，由于理论燃烧温度不变，炉内辐射的有效温度只因炉膛出口温度的增大而略有增大，辐射受热面的吸热量的增大跟不上蒸汽流量的增大，结果使出口汽温降低；对于对流受热面其吸热量既因炉膛出口烟温升高、受热面烟/汽二侧的温差增大而增大，也因烟气流量与流速增大而增大，使对流受热面随负荷增大的吸热量增大超过蒸汽流量的增大，其结果是出口汽温随负荷增大而升高。屏式受热面的换热方式是对流、辐射均有，二者特性相抵消，使出口汽温受锅炉负荷影响不大，关键看哪种特性占优势。三种受热面的恰当匹配可以减少锅炉负荷变动对出口汽温的影响。

煤炭特性对汽温的影响：入炉煤炭水份的增加，增大了烟气的热容，使理论燃烧温度和炉内有效辐射温度下降，水冷壁吸热量和蒸发量减少，而与此同时烟气容积和热容增加，炉膛出口烟温变化不大，流经对流受热面的流速和温差增大，吸热量增加，结果导致对流受热面的出口汽温增加，而辐射受热面的出口汽温常是略有降低。煤炭中灰份的增大，增大了炉内火焰的黑度和辐射能力，促进水冷壁的吸热能力，同时促进了炉内结渣和对流受热面积灰。如果结渣倾向大，则对流受热面出口汽温升高；如果积灰倾向大，则受热面出口汽温降低。二者均增大，则不容易判断。灰份的另一个影响是与燃煤挥发份类似、趋势相反的。燃煤挥发份高，灰份少，煤粉的燃烧速度大，火焰集中于燃烧器区域；挥发份高，火焰中炭黑浓度大，火焰黑度大。二者都使炉内换热量增大，炉膛出口烟温降低，结果使辐射过热器的出口汽温升高，对流过热器的出口汽温降低。燃煤的挥发份小和灰

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达60kPa.a或低压排汽温度达75℃时则开启凝汽器真空破坏阀。如此时汽机保安电源尚未恢复，应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀，真空到零后立即停供轴封汽、确认轴加风机停运。停机过程中，若发生机组润滑油系统等故障需要加快降速停机时，应在机组转速降至2300r/min后，及时开启真空破坏阀，加速停机。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭,汽泵组转速下降。

3. 确认仪用空压机运行状态及冷却水供应情况，必要时切换仪用空压机运行或冷却水切换至#2机供应。若仪用气失去，则在仪用气系统正常投运后及时复归相关气动控制阀。

4、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至0.05MPa ，确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。若密封油失去，则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO 2进行气体置换。

5、确认“凝汽器保护”动作，高、低压旁路关闭，汽机防进水保护动作，相关疏水阀自动关闭，就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。

6、确认辅汽系统运行情况。#1机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运行机组供应。必要时可由#1机主蒸汽供辅汽。 7、严密监视润滑油供油温度，必要时可将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。 8、确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启，否则手动开启。

9、汽机惰走期间，注意倾听机组各部分声音，监视汽机的高、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。

10、汽机转速到零 ，及时投运主机盘车。如 此时汽机保安电源尚未恢复，则进行手动盘车(注意：手动盘车之前先把盘车马达控制开关闭锁至“STOP”位置，控制方式置“LOCAL”)。注意发电机密封油压应正常。

11、 汽泵组转速到零后，确认盘车自投，否则手动投运。如此时保安电源尚未恢复，则进行手动盘车。在凝结水泵投运前，就地确认汽泵组动静部分声音，声音正常则维持连续盘车，否则联系检修进行人工盘车。

12、 汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵、辅助油泵、发电机主密封油泵、发电机密封油真空泵、发电机密封油再循环泵、汽泵组主油泵各一台 ，停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵，各直流事故油泵置“AUTO”状态。

13、 如果保安电源恢复时，主机处于手动盘车状态，则先取下手盘工具，然后经直轴后，确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常，投入连续盘车。 14、注意记录下列参数: (1) 主机惰走时间。

(2) 主机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。

(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。

(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。 (5) 低压缸排汽温度达到的最高值。

(6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时，应记录该轴承乌金温度的最高值。 二、机组恢复主要步骤 1. 确认机组已安全停运。

2. 厂用电恢复后，启动凝结水输送泵、锅炉上水泵，分别向闭式水系统、凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。 尽快投运闭式水泵（投运前要进行注水、放气）。 3. 尽快投运仪用空压机及其干燥系统。

4. 投运凝结水系统，若凝结水温较高则对凝汽器进行换水，同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。

5. 确认电动给水泵、汽动给水泵密封水供应正常。若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。

6. 若厂用电恢复较快，则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于50℃后方可启动循环水泵。注意润滑水系统应正常。

7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。 8. 若发电机未曾排氢，则可投运发电机定子冷却水泵。

9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。控制润滑油温在35℃左右。 10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。

11. 若机组需启动，则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封汽温应符合规程规定。 12. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。

13. 注意高、低压胀差变化，严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。 #2机组

一、厂用电中断的主要处理步骤

1、机组跳闸、厂 用电中断后应立即确认主 机直流事故润滑油泵，发电机直流事故密封油泵、汽泵组A、B直流事故润滑油泵自启动正常。否则应立即手动启动并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组润滑油压正常。 2. 立即通知#1机，确认仪用空压机冷却水由#1机供应。

3、确认主机高、中压主汽门、调门、高排逆止阀、 各抽汽逆止阀关闭。当机组转速下降到2700r/min以下时,打开凝汽器真空破坏阀,破坏凝汽器真空、加速停机。真空到“0”，及时隔离轴封汽源，确认轴加风机停运。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭，汽泵组转速下降。

4. 确认高、低压旁路关闭，汽机防进水保护动作，相关疏水阀自动关闭，就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。

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5、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至0.05MPa ，确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。若密封油失去，则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO 2进行气体置换。 6、确认辅汽系统运行情况。#2机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运行机组供应。

7、严密监视润滑油供油温度，必要时可将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。记录主机润滑油供油最高温度值。

8、确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启,否则手动开启。

9、汽机惰走期间,注意倾听机组各部分声音,监视汽机的高、中、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。

10、 汽机转速到零时投运主机盘车，如此时汽机保安电源尚未恢复，则进行气动或手动盘车 。注意发电机密封油压应正常。 11、汽泵组转速到零后，确认盘车自投，否则手动投运，如此时保安电源尚未恢复，则联系检修进行手动盘车。

12. 保安电源恢复后及时启动事故密封水泵，确认给水泵密封水系统运行正常。若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。

13、汽机保安电源恢复后, 应及时启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵A或B、发电机主密封油泵或发电机交流事故密封油泵、发电机密封油真空泵、 汽泵组交流润滑油泵各一台 ，停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵，各直流事故油泵置“AUTO”状态。

14、确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常,投入连续盘车。 投运汽泵组A、B的 连续盘车。

15. 确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启，否则手动开启。 16. 关闭#1机冷再至#2机轴封汽隔离阀。 17、关闭辅汽至抽气器手动隔离阀AS-GT103。 18、注意记录下列参数: (1) 主汽轮机惰走时间。

(2) 主汽轮机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。

(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。

(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。 (5) 低压缸排汽温度达到的最高值。

(6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时，应记录该轴承乌金温度的最高值。 二、机组恢复主要步骤 1. 确认机组已安全停运。

2. 厂用电恢复后，启动凝结水输送泵，分别向闭式水系统、凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。尽快投运闭式水泵（投运前要进行注水、放气）。 3. 投运厂用空压机。

4. 投运凝结水系统，若凝结水温较高则对凝汽器进行换水，同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。

5. 将给水泵密封水切换凝结水供应，若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。停运给水泵事故密封水泵并将其投入备用状态。

6. 若厂用电恢复较快，则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于50℃后方可启动循环水泵。注意润滑水系统运行应正常。

7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。 8. 若发电机未曾排氢，则可投运发电机定子冷却水泵。 9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。

10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。开启辅汽至抽气器手动隔离阀AS-GT103。

11. 若机组需启动，则根据#1机运行情况开启#1机冷再至#2机轴封供汽隔离阀，进行投轴封、抽真空。必要时投运轴封电加热器。注意轴封汽温应符合规程规定。

12. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。

13. 注意高、中、低压胀差变化，严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。 #3、#4、#5机组

一、厂用电中断的主要处理步骤

1. 机组跳闸、厂用电中断后应立即确认主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组A/B的直流事故润滑油泵自启动，否则应抢投并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组A/B润滑油压正常 。

2. 确认主机高、 中压主汽门、调门、高排逆止阀、各抽汽逆止阀关闭,高压缸通风阀开启，确认机组转速下降。若凝汽器压力达60kPa.a或低压排汽温度达75℃时则开启凝汽器真空破坏阀。如此时汽机保安电源尚未恢复，应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀，真空到零后立即停供轴封蒸汽、确认轴加风机停运。停机过程中，若发生机组润滑油系统等故障需要加速停机时，应在机组转速降至2300r/min后，及时开启真空破坏阀，加速停机。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭，汽泵组转速下降。

3. 确认仪用空压机运行状态及冷却水供应情况，必要时切换仪用空压机运行或冷却水切换至邻 机供应，必要时开启事故冷却水阀投运事故冷却水。#3、#4机仪用气站与#5机仪用气站必要时可互供仪用气。但必须保证非故障仪用气站的可靠工作，慎防被相邻仪用气站拖垮而扩大事态。若仪用气失去，则在仪用气系统正常投运后及时复归相关气动控制阀。

4、 如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至0.05MPa ，确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认

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发电机定子水冷泵停运。若密封油失去，则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO 2进行气体置换。

5. 确认“凝汽器保护”动作，高、低压旁路关闭，汽机防进水保护动作 ，相关疏水阀自动关闭(#3机高压主汽门A前疏水阀易发生卡涩，应特别予以注意)，就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。 6. 仪用气失气后，应及时关闭除氧器溢水控制阀之前或后隔离阀、旁路阀。

7、 确认辅汽系统运行情况。二期任一机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运行机组供应。

8、 严密监视润滑油供油温度，必要时可投运主机冷油器事故冷却水或将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。

9、 投运取样冷却器事故冷却水（#5机因取样冷却器冷却水三通阀安装错误 而无法投运）。

10、汽机惰走期间，注意倾听机组各部分声音，监视汽机的高、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。

11、汽机转速到零时投运主机盘车，如此时汽机保安电源尚未恢复，则进行手动盘车(注意：手动盘车之前先把盘车马达控制开关闭锁至“STOP”位置，控制方式置“LOCAL”)。注意发电机密封油压应正常。

12、汽泵组转速到零后，确认盘车自投,否则手动投运，如此时保安电源尚未恢复，则进行手动盘车。在凝结水泵投运前，就地确认汽泵组动静部分声音，声音正常则维持连续盘车，否则联系检修进行人工盘车。

13、 汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵、辅助油泵、发电机主密封油泵、发电机密封油真空泵、发电机密封油再循环泵、汽泵组主油泵各一台 ，停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵，各直流事故油泵置“AUTO”状态。

14 、如果保安电源恢复时，主机处于手动盘车状态，则先取下手盘工具，然后经直轴后，确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常，投入连续盘车。 15、 注意记录下列参数： (1) 主汽轮机惰走时间。

(2) 主汽轮机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。

(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。

(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。 (5) 低压缸排汽温度达到的最高值。

(6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时,应记录该轴承乌金温度的最高值。 (二) 机组恢复主要步骤 1. 确认机组已安全停运。

2.厂用电恢复后，启动凝结水输送泵、锅炉上水泵，分别向闭式水系统、凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。尽快投运闭式水泵（投运前要进行注水、放气）。 3.尽快投运仪用空压机及其干燥系统。

4.投运凝结水系统，若凝结水温较高则对凝汽器进行换水，同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。

5.确认电动给水泵、汽动给水泵密封水供应正常。若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。

6. 若厂用电恢复较快，则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于50℃后方可启动循环水泵。注意润滑水系统运行应正常。

7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。 8. 若发电机未曾排氢，则可投运发电机定子冷却水泵。

9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。注意控制润滑油温在35℃左右。 10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。 11. 恢复除氧器溢水控制阀之前或后隔离阀、旁路阀至正常运行方式。 12. 投运厂用气系统。

13. 若机组需启动，则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封汽温应符合规程规定。 14. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。

15. 注意高、低压胀差变化，严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。 38．发电机紧急排氢，应注意哪些问题?

答：发电机紧急排氢除了执行规程所述的操作步骤，保证氢压大于冷却水压力30kPa、密封油和氢气的差压不大于10kPa、密切监视发电机的线圈和铁芯的温度外，最重要的是防爆问题。在紧急排氢过程中，应确认排气口不着火，排氢管无过热现象，否则，应降低排氢速度。同时避免在厂房内动火，并加强通风。

安规中特别规定：排出带有压力的氢气、氧气或向储氢罐、发电机输送氢气时，应均匀缓慢地打开设备上的阀门和节气阀，使气体缓慢地放出或输送。严禁剧烈地排送，以防因摩擦引起自燃。 39．发电机密封油回油不畅有什么后果?

答：主要是导致发电机本体进油，危及发电机安全。

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40．发电机水氢氢冷却概念？

答：水氢氢冷却即定子线圈采用水内冷，转子线圈采用氢内冷，静子铁芯及其它构件采用氢气表面冷却。 41．发电机内氢气纯度偏低，由哪些主要原因引起？氢气纯度低有什么危害？

答：氢气纯度低主要可能由供氢纯度低或密封油油质差引起。汽轮机轴承采用压力油强制润滑，润滑油在运行中在靠近汽轮机前后轴封的轴承处很容易漏入湿蒸汽；在回油管路则大面积地接触空气。由于密封油和润滑油系统连通，这是造成发电机氢气中混入空气和水份的条件。当然氢气冷却器如有泄漏，在冷却水压力比氢压高的情况下，冷却水直接进入氢系统。 氢气纯度低，一方面降低氢气的冷却效果，增加发电机风扇的机械损耗，另一方面使发电机发生氢爆的可能性增加。 42．发电机氢气温度偏高的原因及处理？

答：发电机氢气温度偏高的原因可能为：

1、 氢气冷却器未正确投运。如水侧未及时放气或运行中有气体积累在水侧，使实际换热面积减少；冷却器未全部投入。 2、 闭式水温高；氢温调节机构调节异常，导致闭式水流量低。 3、 发电机负荷高，励磁电流大，转子放热量大。

4、 氢气纯度低，使混合气体的热容量及换热能力降低。 处理见规程相应章节。

43．发电机运行中氢气露点异常对发电机运行有何影响？

答：发电机内部氢气露点高，易使发电机转子护环干裂；氢气露点低使机内氢气纯度降低,通风损耗增加和降低效率；另外还会使铁芯生锈，定、转子绕组受潮，绝缘电阻降低，并因此而发生击穿闪络，造成事故。

电力部颁发的《发电机运行规程》规定发电机内气体混合物的绝对湿度不得超过10g/m3，当湿度超过10g/m3就是不正常情况。 44．在发电机的充、排氢操作过程中，为什么CO2在机内停留时间不应过长？

答：因为CO2容易与机壳内可能含有的水分等物质化合，产生一种绿垢，附着在发电机绝缘和结构件上，使发电机的冷却效果剧烈恶化，并使机件脏污。

45．防止汽轮机轴瓦损坏的主要技术措施有哪些？

答：防止轴瓦损坏的技术措施有：

1、机组启动前各项联锁保护试验合格。

2、汽轮机润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统的油泵、调节装置在启动前经试转正常，油压、油温符合要求（包括直流事故油泵）。

3、主机冷油器工作正常，备用冷油器应注满油和水。

4、润滑油压力开关的仪表管不得装设一次阀，以防误操作或因流阻而使压力开关失去保护功能。 5、润滑油供油、回管道上不得装设任何隔离阀，以防误操作而断油。 6、润滑油冷油器的切换阀应确保在切换过程中不会断油。

7、应经常核对主油箱就地油位读数与CRT上的读数，如两者有偏差时，应组织人员进行消缺。 8、当主油箱油位偏低时，应及时联系检修补油至正常油位。

9、主机交流润滑油泵和直流事故油泵应每周进行一次自启动联锁试验，试验结果必须合格。 10、直流密封油泵应每月进行一次自启动联锁试验，并试验合格。

11、主机盘车装置在机组停机前必须进行试验，并合格。顶轴油泵必须每月进行一次试转，试转应合格。

12、机组正常运行期间每日对汽轮机每道轴承的金属温度进行抄表，发现金属温度不正常上升或降低，立即组织有关人员进行分析处理，情况严重时，应申请停机处理。

13、汽轮机轴承金属温度达一级报警值，按故障停机处理；达二级报警值，按紧急停机处理。 14、润滑油温度调节阀应确保动作正确，正常润滑油供油温度应保持在45℃左右。

15、润滑油供油温度在机组盘车时应为10℃～35℃；机组冲转时应为30℃～40℃；正常运行期间为43℃～47℃，达55℃时发高报警，应采用措施降温，若采取措施无效，应按故障停机处理；达60℃，应紧急停机。

16、机组启停过程中，要严密监视油质进水及乳化状况，一旦出现油质乳化，应立即停机处理。汽轮机轴瓦回油温升超过正常限额，应加强监视，查明原因。当任一轴承冒烟或回油温度超限，应紧急停机。 17、轴向位移保护应投入，位移或推力瓦异常，应根据规程要求执行。 18、避免机组振动不合格的情况下长期运行。

19、当运行中出现了可能引起轴瓦损坏的异常情况而停机时，应查明轴瓦没有损坏才能重新启动。

20、主油箱油位应维持正常，当油位下降时应及时联系加油，油位下降符合故障停机条件，应故障停机；符合紧急停机条件应

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果断紧急停机。

21、定期试验油箱油位低报警装置，定期记录主油箱油位，对主油箱各油位计进行定期核对。 46．给水泵备用时，密封水量过大有什么危害？

答：机组正常运行时电动给水泵处于备用状态，若密封水量过大主要导致本体上、下温差大、泵体温度水平低，在紧急情况下启动时往往发生振动大而跳闸。因此，在这种情况下电动给水泵往往起不到备用的作用。有时，密封水量过大，还会发生泵进水管道振动、密封水外泄引起泵轴承进水

47．何谓机组的惰走时间、惰走曲线？惰走时间过长或过短说明什么问题？

答：惰走时间，是指主汽门和调门关闭时起，到转子完全停止的这一段时间。 惰走曲线，是指转子的惰走阶段转速和时间的变化关系曲线。

根据惰走时间，可以确定轴承、进汽阀门的状态及其它有关情况。如惰走时间延长，表明机组进汽阀门有漏汽现象或不严，或有其它蒸汽倒入汽缸内。如惰走时间缩短，则表明动静之间有碰磨或轴承损坏，真空破坏，或其它有关设备、操作引起的。对有顶轴油泵的机组，顶轴油泵的启动时间对惰走时间有相当大的影响。 48．汽轮机惰走曲线有说明特点，为什么？

答：汽轮机惰走曲线分三段：第一段下降较快，第二段较平坦，最后急剧下降。

这是因为汽机跳闸后，汽轮机转速从额定转速开始下降，汽轮机和发电机的转子在惯性转动中因为转速高，鼓风摩擦损失很大。这部分能量损耗约与转子转速的三次方成正比，就是说转速下降一半，鼓风摩擦损失减少约88％。因此从3000rpm到1500rpm的阶段，只要很短时间。在较低转速阶段（500rpm以下），转子的能量损失主要用于克服主油泵、轴承等的摩擦阻力上。与高转速下的鼓风摩擦损失相比，这些机械损耗要小得多，并随转子转速的下降而下降，所以这时转子转速下降极为缓慢，转子惰走的大部分时间被这个阶段占据。在转子即将静止的阶段，由于油膜破坏，轴承处的摩擦阻力迅速增大，转子转速也迅速下降，达到静止状态。

49．机组停机后，汽轮机因盘车装置故障，应遵循什么原则？

答：因盘车装置故障或其他确实需要立即停用盘车的检修工作，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°（调节级及中压第一级静叶持环温度≥400℃时，应每隔15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°且停留愿间隔时间的一半后，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

50．防止汽轮机通流部分损坏的措施？

答：1、机组启动前的各项联锁保护试验合格。 2、 确认机组防进水保护的所有一、二次阀开启。 3、汽轮机冲转前的暖机达到制造厂要求。

4、机组启动过程的高、中、低压差胀在允许范围内，不得超过报警值，汽缸总胀顺畅。

5、机组的冲转参数必须符合规程要求：主蒸汽、再热蒸汽温度至少有50℃的过热度，且比第一级金属温度至少高出50℃；冷态启动时，主、再汽温度不得超过允许值，＃1、3、4、5机为360℃/300℃，＃2机为400℃/380℃。 6、机组冲转的升速率、升荷率及各阶段的暖机时间应符合汽机启动曲线要求。

7、汽机轴承的振动值不得超限，当振动保护应动而未动时，必须立即打闸停机。在进行降速或其它试验时，不允许汽轮机在临界转速区域停留，否则应立即打闸停机。

8、停机过程中应注意汽温、汽压的降低速率，汽轮机金属的温降率不得大于0.83℃/min。 9、滑参数停机时，主汽压力最低值不得低于3.5Mpa，主汽温度不得低于300℃。

10、机组停机前应对盘车装置、顶轴油泵和润滑油泵、直流油泵进行试转，确认试转正常。

11、机组停机前应对轴封系统进行全面检查，确认轴封汽温能够满足停机要求，谨防出现轴封冷蒸汽。 12、经常检查除氧器、加热器的水位，确保水位调节正常，谨防满水。

13、尽量缩短机组在低负荷下运行，防止调节级过负荷而损坏叶片。一旦出现叶片断落，必须立即破坏真空紧急停机。 14、当机组不具备启动条件时，不得强行启动，各项联锁试验必须合格，保护100％投入。 51．机组运行时，轴加风机全部停运有什么危害？

答：主要危害有两个。

（1）轴承箱进汽水，使润滑油系统受到水汽污染、润滑油品质劣化。 （2）汽机轴瓦温度升高。另外，轴封汽外泄，污染空气。

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