高级工程师答辩题库

第一组

高级工程师（生产运行分支）

（锅炉）

1 造成受热面热偏差的基本原因是什么？

答：造成受热面热偏差的原因是吸热不均、结构不均、流量不均。受热面结构不一致，对吸热量、流量均有影响，所以，通常把产生热偏差的主要原因归结为吸热不均和流量不均两个方面。 （1）吸热不均方面

沿炉宽方向烟气温度、烟气流速不一致，导致不同位置的管子吸热情况不一样。

火焰在炉内充满程度差，或火焰中心偏斜。

受热面局部结渣或积灰，会使管子之间的吸热严重不均。

对流过热器或再热器，由于管子节距差别过大或检修时割掉个别管子而未修复，形成烟气“走廊”，使其邻近的管子吸热量增多。

屏式过热器或再热器的外圈管，吸热量较其它管子的吸热量大。 （2）流量不均方面

并列的管子，由于管子的实际内径不一致（管子压扁、焊缝处突出的焊瘤、杂物堵塞等），长度不一致，形状不一致（如弯头角度和弯头数量不一样），造成并列各管的流动阻力大小不一样，使流量不均。

联箱与引进出管的连接方式不同，引起并列管子两端压差不一样，造成流量不均。现代锅炉多采用多管引进引出联箱，以求并列管流量基本一致。

2煤粉为什么有爆炸的可能性？它的爆炸性与哪些因素有关？

答：煤粉很细，相对表面积很大，能吸附大量空气，随时都在进行着氧化。氧化放热使煤粉温度升高，氧化加强。如果散热条件不良，煤粉温度升高一定程度后，即可能自燃爆炸。

煤粉的爆炸性与许多因素有关，主要的有：

（1）挥发分含量 挥发Vdaf高，产生爆炸的可能性大，而对于Vdaf<10％的无烟煤，一般可不考虑其爆炸性。

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（2）煤粉细度 煤粉越细，爆炸危险性越大。对于烟煤，当煤粉粒径大于100?m时，几乎不会发生爆炸。

（3）气粉混合物浓度 危险浓度在（1.2~2.0）kg/m3之间。在运行中，从便于煤粉输送及点燃考虑，一般还较难避开引起爆炸的浓度范围。

（4）煤粉沉积 制粉系统中的煤粉沉积，往往会因逐渐自燃而成为引爆的火源。

（5）气粉混合物中的氧气浓度 浓度高，爆炸危险性大。在燃用Vdaf高的褐煤时，往往引入一部分炉烟干燥剂，也是防止爆炸的措施之一。

（6）气粉混合物流速 流速低，煤粉有可能沉积；流速过高，可能引起静电火花。所以气粉混合物过高、过低对防爆都不利。一般气粉混合物流速控制在16～30m/s之间。

（7）气粉混合物温度 温度高，爆炸危险性大。因此，运行中应根据Vdaf高低，严格控制磨煤机出口温度。

（8）煤粉水分 过于干燥的煤粉爆炸危险性大。煤粉水分要根据挥发分Vdaf、煤粉贮存与输送的可靠性以及燃烧的经济性综合考虑确定。

3 燃料量如何调整？

答：燃料量的调节，是燃烧调节的重要一环。不同的燃烧设备和不同的燃料种类，燃料量的调节方法也各不相同。

（1）对配有中间储仓制粉系统的锅炉

中间储仓式制粉系统其制粉系统运行工况变化与锅炉负荷并不存在直接关系。当锅炉负荷发生变化时，需要调节进入炉内的燃料量，它再投入（或停止）喷燃器的只数（包括启停相应的给粉机）或改变给粉机的转数，调节给粉机下粉挡板开度来实现。

当锅炉负荷变化较小时，只需改变给粉机转数就可以达到调节的目的。当锅炉负荷变化较大时，用改变给粉机转数不能满足调节幅度的要求，则在不破坏燃烧工况的前提下可先投停给粉机只数进行调节，而后再调给粉机转数，弥补调节幅度大的矛盾。若上述手段仍不能满足调节需要时，可用调节给粉机挡板开度的方法加以辅助调节。

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投停喷燃器（相应的给粉机）运行方式的调节，由于喷燃器布置的方式和类型的不同，投运方法也不同。一般可参考以下原则： 投下排、停上排喷燃器可降低燃烧中心，有利于燃烬。

四角布置的燃烧方式，宜分层停用或对角停用，不允许缺角运行。 投停喷燃器应先以保证锅炉负荷、运行参数和锅炉安全为原则，而后考虑经济指标。

（2）对配有直吹式制粉系统的锅炉：

它于配有直吹式制粉系统的锅炉，由于无中间储粉仓，它的出力大小将直接影响到锅炉的蒸发量，故负荷有较大变动时，即需启动或停止一套制粉系统运行。在确定启停方案时，必须考虑到燃烧工况的合理性及蒸汽参数的稳定。 若锅炉负荷变化不大时，则可通过调节运行的制粉系统出力来解决。当锅炉负荷增加，应先开启磨煤机的排粉机的进口风量挡板，增加磨煤机的通风量，以利用磨煤机内的存粉作为增加负荷开始时的缓冲调节；然后再增加给煤量，同时相应地开大二次风门。反之当锅炉负荷降低时，则减少磨煤机的给煤量和通风量及二次风量。总之，对配有直吹式制粉系统的锅炉，其燃料量的调节，基本上是用改变给煤量来调节的。 （3）燃油量的调节：

对于燃油量的调节，目前的燃油锅炉一般采用的是利用进油或回油进行调节的系统。

采用进油调节系统的调节方法是：当负荷变化时，通常利用改变进油压力来达到改变进油量的目的。当负荷降低较大时，则需要大幅度降低进油压力，以便减少进油量，这样就会因油压低而影响进油的雾化质量。在这种情况下不可盲目降低油压，而需采取停用部分油咀的方法来满足负荷降低的需要。

采用回油进行调节的系统则是控制回油量来调节进入炉膛的油量，其回油形式有内回油和外回油两种。内回油系统对负荷变化适应性较强，能适应70％的负荷变化，但在低负荷时容易造成喷燃器扩口处结渣或烧坏；外回油系统在低负荷时雾化质量将会降低，而且喷咀加工要求较高，目前国内很少采用。

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4 再热汽温怎样调整？

答：再热汽温常用的调节方法有，烟气挡板、烟气再循环、摆动式喷燃器以及喷水减温等。

（1）烟气挡板调节：烟气挡板调节是一种应用较广的再热汽温调节方法。烟气挡板可以手控也可自控，当负荷变化时，调节挡板开度可以改变通过再热器的烟气流量达到调节再热汽温的目的。如当负荷降低时，开大再热器侧的烟气挡板开度，使通过再热器的烟气流量增加，就可以提高再热汽温。

（2）烟气再循环调节：烟气再循环是利用再循环风机从尾部烟道抽出部分烟气再送入炉膛。运行中通过对再循环气量的调节，来改变经过热器、再热器的烟气量，使汽温发生变化。

（3）摆动式喷燃器：摆动式喷燃器是通过改变喷燃器的倾角，来改变火焰中心的高度，使炉膛出口温度得到改变，以达到调整再热汽温的目的。

当喷燃器的下倾角减小时，火焰中心升高，炉膛辐射传热量减少，炉膛出口温度升高，对流传热量增加，使再热汽温升高。

（4）再热喷水减温调节：喷水减温器由于其结构简单，调节方便，调节效果好而被广泛用于锅炉再热汽温的细调，但它的使用使机组热效率降低。因此在一般情况下应尽量减少再热喷水的用量，以提高整个机组的热经济性。

为了保护再热器，大容量中间再热锅炉往往还设有事故喷水。即在事故情况下危及再热器安全（使其管壁超温）时，用来进行紧急降温，但在低负荷时尽量不用事故喷水。遇到减负荷或紧急停用时应立即关闭事故喷水隔绝门，以防喷水倒入高压缸。

除了上述几种再热蒸汽调整方法以外，还有几种常用的手法。如：汽——汽热交换器、蒸汽旁路、双炉体差别燃烧等。总之，再热蒸汽的调节方法是很多的，不管采用哪种方法进行调节，都必须做取既能迅速稳定汽温又能尽量提高机组的经济性。 （电气）

5.发电机—变压器组有哪些主保护，各反映哪些故障、保护的范围及动作时限、各保护的一般工作原理

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（1）主保护：

1）机变纵联差动保护（大差）：是发电机内部至机变开关侧CT和厂高变初级侧CT范围内发生相间短路故障或该范围内220kV设备发生接地、短路故障的保护。动作时限0秒。

基本原理：通过差动继电器比较保护范围内（3组CT之间）同一相电流的大小和相位，差动继电器的整定躲开正常运行和外部故障时的最大不平衡电流，仅反映内部相间短路、接地故障。

2）发电机纵联差动保护（小差）：是发电机内部（指定子绕组及其引出线）至发

电机出口CT间发生相间短路故障的主保护。动作时限0秒。 基本原理：同大差，但保护范围为2组CT之间。

3）发电机横差保护：发电机定子绕组的匝间短路、分支开焊及相间短路的主保

护。正常动作时限0秒，但考虑到转子两点接地短路时发电机气隙磁场畸变可能致使保护误动，所以在转子一点接地保护发信后，保护装置将横差保护自动切为延时动作。

基本原理：适用于双星形接线的发电机，在两组星形接线的中性点连线上装一个电流互感器。将一组星形接线绕组的三相电流之和与另一组星形接线绕组的三相电流之和进行比较。正常运行时，两组星形绕组里的三相电流对称且平衡，两个中性点电位相等，横差电流互感器中没有电流通过。当任一绕组发生匝间短路，该相的两个分支绕组间有环流通过，从而横差电流互感器中有电流通过，超过整定动作电流时保护动作。

4）主变差动保护：发电机机端CT和厂高变高压侧CT至机变开关CT范围内发生

相间短路、匝间短路故障或引出线的单相接地短路故障的主保护。动作时限0秒。

基本原理：同发电机差动。

5）主变压器瓦斯保护：反映主变压器油箱内部故障的主保护。

基本原理：变压器内部故障时，短路电流所产生的电弧将使绝缘材料和变压器油受热分解，产生大量气体。气体的多少和故障的性质及严重程度有关。故障轻微时，产生的气体较少，这些气体慢慢地扩散，通过变压器油箱和油枕间的连接管道进入油枕；而当故障严重时，就有大量气体产生，油会迅速膨胀，这时，就有

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强烈的油流通过连接管道冲向油枕。在油箱和油枕之间的连接管道上安装了瓦斯继电器，它通过内部故障时产生的不同气体而动作，分为轻瓦斯和重瓦斯。其中轻瓦斯由上浮筒控制，动作后发信，重瓦斯由挡板控制，动作后可以通过压板切换于信号或0秒跳闸。

6）厂高变差动保护：厂高变高、低压侧CT之间故障的主保护。 基本原理：同发电机差动。

7）厂高变瓦斯保护：反映厂高变内部故障的主保护。分轻瓦斯和重瓦斯。 基本原理：同主变瓦斯保护。

8）发电机负序过负荷保护：反映机变发生不对称短路或非全相运行。 基本原理：发电机在不对称负荷状态下，定子绕组将流过负序电流，所产生的旋转磁场的方向与转子运动方向相反，以两倍同步转速切割转子，一方面在转子本体及励磁绕组中感生倍频电流，在转子表面引起高温，发生严重电灼伤，另一方面，由负序磁场产生的两倍频交变电磁转矩，使机组产生100Hz振动，引起金属疲劳和机械损伤。

负序过负荷保护实际上是转子过热保护。目前采用两种保护方式：定时限负序过负荷保护和反时限负序过负荷保护。

定时限负序过负荷保护：通常采用两段动作电流。一段具有较小的动作电流值，按躲过长期允许的负序电流整定，当负序电流超过长期允许值时，延时发出报警信号。另一段具有较大的动作电流值，当发电机的负序电流超过转子发热的允许值时，动作于机变跳闸。

反时限负序过负荷保护：两段定时限负序过负荷保护不能反映负序电流变化时发电机转子的热累积过程，因此对于大型汽轮发电机一般还要求装设与发电机承受负序电流能力相匹配的反时限负序过负荷保护，其上限动作电流与下限动作时间相对应，下限动作电流与上限动作时间相对应。

9）转子两点接地保护：反映发电机转子本身或励磁回路上发生的接地故障。 基本原理：发电机正常运行时，转子转速很高，离心力很大，励磁绕组绝缘容易损坏，同时励磁系统较为复杂，容易造成转子一点接地故障。但是转子一点接地构不成闭合回路，故障点没有短路电流，发电机可以正常运行。但是一点接地后，作用在励磁绕组上的对地电压会升高到工作电压，如果仍长期运行，遇到励磁绕

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组其它部位绝缘降低时，会造成转子两点接地。这对于转子水内冷的大型机组来说，由于励磁电压较高，更易造成转子两点接地故障。而当发生转子两点接地故障时，励磁绕组两点接地构成闭合回路，故障点将通过很大的故障电流，产生的电弧会烧坏励磁绕组和转子本体，同时引起的磁场不对称会造成发电机的强烈振动。因此大型汽轮发电机一般采用转子一点接地保护发信，然后再投入转子两点接地保护，保护动作于跳闸。

10）厂高变次级电缆差动保护：反映厂高变次级两开关间电源电缆发生的短路接

地故障。

基本原理：由于厂高变次级至厂用高压母线间的距离较长，次级两开关间的电源电缆通过电缆隧道连接，可能出现短路接地等故障。通过电缆两侧的两组CT装设差动保护，保护动作于次级两开关跳闸，避免电缆故障引起厂高变初级故障从而使机组跳闸，同时厂用高压母线可由备用电源供电，不受影响。

6、发电机并列应具备的条件及并列时的注意事项、同期概念及同期装置的使用 1.发电机并列应具备的条件：在发电机和系统并列时，总是希望能达到并列时没有冲击电流，并列后保持稳定的同步运行，所以发电机并列时应具备以下条件，且缺一不可：

1）发电机的端电压与待并系统的电压相等（误差不大于±10%，事故情况下不大于±20%）。

2）电压相位一致（不大于20°电气角）。

3）频率相等（误差不大于0.1HZ，事故情况下不大于0.5HZ）

4）相序一致（主要在安装和检修时注意，运行人员在并列操作时不需考虑） 2.发电机并列时的注意事项：

1）在零起升压时注意定子三相电流表指示为零，调节器输出电压电流，转子及主励磁机电压表、电流表指示均匀上升，消弧线圈无电流。发电机定子电压表指示上升至额定值的50%和100%时，分别测量三相定子电压应平衡，切换开关位置与电压值相对应。定子电压至额定值时核对发电机空载特性，并测算转子绝缘电阻良好。

2）在“粗调”时，调整发电机的端电压略高于系统电压值，调节汽轮机的

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转速使发电机的频率适当高于系统频率。在“细调”时，核对同期闭锁继电器与同期鉴定表指针动作一致性。

3）用手动准同期方式并网时应注意发电机组同期表计中同期鉴定表的指针应是顺时针方向旋转，不可逆时针方向旋转。同时旋转速度不能过快，不能有跳动，不能停止在某一点不动。同期鉴定表指针与同期继电器动作一致。合机变开关时应有一定的提前角度（15°电气角）。

4）在发电机并列增加有、无功后，密切注视发电机三相电流对称情况，当确证开关有一相或二相未合上时，应将机变开关解列，查明原因经处理正常后，方能将此开关再行并列。 3.同期概念及同期装置

同期闭锁继电器有两组电压线圈，分别接于系统和待并系统的同步电压小母线上，还有一个常闭触点串接在机变开关合闸回路中。当满足同期条件时，常闭触点闭合，使机变开关合闸回路导通，机变并列。反之，在不满足同期条件时，机变开关无法通过同期装置并列。 同期鉴定表的指示意义如下：

1)指针在黑点位置表示待并与系统周率相位一致同步运行。 2)指针指在黑点以外，表示两系统有一定相位差。

3)指针逆时针方向旋转，表示系统周率大于待并设备周率，指针顺时针方向旋转，表示待并设备周率大于系统周率。

4)粗调时，HZ、V向上滑足，系统电压未引进，向下滑足，待并电压未引进。

7、不满足发电机并列条件将会产生哪些后果，为什么？

1) 在电压不相等的情况下，并列后，发电机绕组内出现冲击电流I = △U /

X”d ，因为次暂态电抗X”d很小，因而这个电流相当大，电压差越大，冲击电流就越大。

2) 电压相位不一致，其后果是可能产生很大的冲击电流而使发电机烧毁。

如相位相差180°，近似等于机端三相短路电流的二倍，此时流过发电机绕组内电流具有相当大的有功部分，这样会在轴上产生冲击力矩，或使设备烧毁，或使发电机大轴扭曲。

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3) 频率不等，将使发电机产生机械振动，产生拍振电流。如果频率相差比

较小，则发电机与系统间的自整步作用，使发电机拉入同步；如果频率差较大时，因转子的惯性力过大而不起作用，将使发电机失步。 同步发电机在不符合准同期并列条件时与系统并列，称之为非同期并列。以上三种情况仅是某一个同期条件不符合要求时所发生的情况，而非同期并列时，可能几个同期条件都不符合要求，这时冲击电流很大，会使发电机、主变压器受到巨大的电动力作用和引起强烈发热。当在既有相角偏移、频率又不相等的情况下合闸时，还将产生相当大的功率振荡，即功角时大时小、时正时负，发电机有时送出功率有时吸收功率，特别是当功率振荡频率和转子固有频率相接近时，功率振荡的幅值就更大。同时，发电机还可能产生强烈的机械振动。

（汽机）

8.防止汽轮机超速事故有哪些措施。 答：有以下措施：

1) 坚持调速系统静态试验，保证速度变动率和迟缓率符合规定。 2) 对新安装机组及对调速系统进行技术改造后的机组均应进行调速系统

动态特性试验，并保证甩负荷后飞升转速不超过规定值，能保持空负荷运行。

3) 机组大修后，甩负荷试验前，危急保安器解体检查后，运行2000h后都

应做超速试验。

4) 合理整定同步器的调整范围。一般其上限比额定转速ne高，为+7%3

ne ,其下限比额定转速ne 低, 为-5%3ne。 5) 各项附加保护符合要求并投入运行。

6) 各主汽门、调速汽门开关灵活，严密性合格，发现缺陷及时消除。 7) 定期活动自动主汽门、调速汽门，定期试验抽汽逆止门。 8) 定期进行油质分析化验。

9) 加强蒸汽品质监督，防止门杆结垢。 10) 发现机组超速立即停机破坏真空。

11) 机组长期停用做好保养工作，防止调节部套锈蚀。

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12) 采用滑压运行的机组，在滑参数启动过程中,调速汽门开度要留有富余

度。

9.汽轮机大轴弯曲的主要原因是什么？

答：汽轮机大轴弯曲的主要原因是：

1) 由于通流部分动静摩擦，使转子局部过热。过热部分的膨胀，受到周

围材质的约束，产生压应力。当应力超过该部位屈服极限时，发生塑性变形。当转子温度均匀后，该部位呈现凹面永久性弯曲。 2) 在第一临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡力方向大致一致，

动静磁磨时将产生恶性循环，使大轴产生永久弯曲。

3) 停机后在汽缸温度较高时，因某种原因使冷汽、冷水进入汽缸时，汽

缸和转子将由于上下缸温差产生很大的热变形，甚至中断盘车，加速大轴弯曲，严重时将造成永久弯曲。

4) 转子的原材料存在过大的内应力。在较高的工作温度下经过一段时间

的运行以后，内应力逐渐得到释放，从而是转子产生弯曲变形。 5) 运行人员在机组启动或运行中由于未严格执行规程规定的启动条件、

紧急停机规定等，硬撑硬顶也会造成大轴弯曲。

10.一般在哪些情况下禁止运行或启动汽轮机？ 答案：一般在下列情况下禁止运行或启动汽轮机：

1) 危急保安器动作不正常；自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩不

能严密关闭，自动主汽门、调速汽门严密性试验不合格。

2) 调速系统不能维持汽轮机空负荷运行（或机组甩负荷后不能维持转速

在危急保安器动作转速之内）。 3) 汽轮机转子弯曲值超过规定。

4) 高压汽缸调速级（中压缸进汽区）处上下缸温差大于35℃～50℃。 5) 盘车时发现机组内部有明显的摩擦声时。 6) 任何一台油泵或盘车装置失灵时。

7) 油压不合格或油温低于规定值；油系统充油后油箱油位低于规定值时。 8) 汽轮机各系统中有严重泄漏；保温设备不合格或不完整时。

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9) 保护装置（低油压、低真空、轴向位移保护等）失灵和主要电动门（如

电动主汽门、高加进汽门、进水门等）失灵时。

10) 主要仪表失灵，包括转速表、挠度表、振动表、热膨胀表、胀差表、

轴向位移表、调速和润滑油压表、密封油压表、推力瓦块和密封瓦块温度表，氢油压差表、氢压表、冷却水压力表、主蒸汽或再热汽压力表和温度表、汽缸金属温度、真空表等。

第二组

高级工程师（生产检修分支—汽机专业）

1、中间再热机组有何优缺点? 答：(一)中间再热机组的优点

(1)提高了机组效率，如果单纯依靠提高汽轮机进汽压力和温度来提高机组效率是不现实的，因为目前金属温度允许极限已经提高到560℃。若该温度进一步提高，则材料的价格却昂贵得多。不仅温度的升高是有限的，而且压力的升高也受到材料的限制。 大容量机组均采用中间再热方式，高压缸排汽在进中压缸之前须回到锅炉中再热。再热蒸汽温度与主蒸汽温度相等，均为540℃。一次中间再热至少能提高机组效率5%以上。

(2)提高了乏汽的干度，低压缸中末级的蒸汽湿度相应减少至允许数值内。否则，若蒸汽中出现微小水滴，会造成末几级叶片的损坏，威胁安全运行。

(3)采用中间再热后，可降低汽耗率，同样发电出力下的蒸汽流量相应减少。因此末几级叶片的高度在结构设计时可相应减少，节约叶片金属材料。 (二)中间再热机组的缺点

(1)投资费用增大，因为管道阀门及换热面积增多。

(2)运行管理较复杂。在正常运行加、减负荷时，应注意到中压缸进汽量的变化是存在明显滞后特性的。在甩负荷时，即使主汽门或调门关闭，但是还有可能因中调门没有关严而严重超速，这时因再热系统中的余汽引起的。 (3)机组的调速保安系统复杂化。

(4)加装旁路系统，便于机组启停时再热器中通有一定蒸汽流量以免干烧，并且利于机组事故处理。

2、什么是胀差?胀差变化与哪些因素有关?

答：(一)汽轮机转子与汽缸的相对膨胀，称为胀差。习惯上规定转子膨胀大于汽缸膨胀时的胀差值为正胀差，汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值为负胀差。根据汽缸分类又可分为高差、中差、低Ⅰ差、低Ⅱ差。胀差数值是很重要的运行参数，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣，防止动静部分发生碰磨。

(二)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。

(2)汽缸夹层、法兰加热装置的加热汽温太低或流量较低，引起汽加热的作用较弱。 (3)滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩。

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(4)轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。 (5)机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。 (6)推力轴承磨损，轴向位移增大。

(7)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。

(8)各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高差很明显。 (9)机组停机惰走过程中由于“泊桑效应”的影响。 (三)使胀差向负值增大的主要因素简述如下： (1)负荷迅速下降或突然甩负荷。

(2)主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。 (3)水冲击。

(4)汽缸夹层、法兰加热装置加热过度。 (5)轴封汽温度太低。 (6)轴向位移变化。

3、 轴系调整的原则主要有哪些？

答：选择调整方法的原则应该是尽量恢复机组安装时（或上次大修后）转子与汽缸的相对位置，以保持动、静部件的中心关系，减少隔板、轴封套中心的调整工作，以便于保持发电机的空气间隙。因此应该在测量联轴器中心时，同时测出轴颈下沉、轴颈扬度、转子对汽缸的轴封套洼窝中心，将其测量结果与上次大修后记录的改变值和下划线测量结果一起考虑各轴瓦所需的移动量。但由于测量误差、汽缸变形及位置的变化和转子弯曲等原因，上述四方面数值，常常不能同时都符合要求。在满足联轴器中心要求的前提下，重点应考虑洼窝中心及轴颈扬度。

（1）轴颈扬度：在分析时，首先应考虑转子（包括发电机转子）中心线连接成的连续曲线的水平点（即扬度为零之处），是否符合制造厂的要求。若扬度零点位置偏移过大，说明转子位置发生较大变化。这会改变发电机空气间隙，增加中心的调整工作。此外在一定程度上影响转子的轴向推力。因此应在调整联轴器中心时，一起考虑调整。

（2）转子对汽缸前后轴封洼窝中心：制造厂对转子和轴封洼窝一般要求同心布置，中心偏差不应大于0.05mm，在大修中分析中心状况时应以上次大修记录为依据。如果转子对汽缸前后轴封洼窝 中心在保证联轴器中心合格的前提下，与上次大修记录比较偏差较大时，应结合汽缸水平及轴颈扬度来分析轴承座及汽缸位置发生变化的情况及对机组安全运行的威胁程度。若能采用调整轴封套和隔板来恢复动、静部分中心关系，又不影响安全运行时，一般对轴承座、汽缸的位置可不做调整。

4、造成油系统进水的主要原因是什么？防止油系统进水应采取哪些措施？

答：造成油中进水的原因很多，主要有： ⑴由于汽封径向间隙过大，或汽封块各弧段之间膨胀间隙太大，而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。

⑵汽封连通管通流截面太小，漏汽不能从连通管畅通排出，而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。

⑶汽动油泵漏汽进入油箱。

⑷轴封抽汽器负压不足或空气管阻塞，而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。 ⑸冷油器水压调整不当，水漏入油内。

⑹盘车齿轮或联轴器转动鼓风的抽吸作用造成轴承箱内局部负压而吸入蒸汽。

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⑺油箱负压太高。而造成汽封漏汽窜入轴承润滑油内。 ⑻汽缸结合面变形漏汽，而造成蒸汽窜入轴承润滑油内。 防止油中进水应采取下列措施： ⑴调整好汽封间隙。

⑵加大轴封连通管的通流截面积。 ⑶消除或减低轴承内部负压。 ⑷缩小轴承油挡间隙。 ⑸改进轴封供汽系统。

⑹保证轴封抽汽系统合理，轴封抽汽器工作正常。

5、灰铸铁焊补时为什么容易产生裂纹？如何防止裂纹的措施？

答：灰铸铁本身强度低，塑性极差，而焊接过程又具有工件受热不均匀，焊接应力大及冷却速度快等特点。因此，焊补铸铁时焊缝和热影响区容易产行裂纹，当接头存在白铸铁组织时，由于白铸铁组织硬而脆，而且白口的冷却收缩率比灰铸铁母材大得多，使得应力更加严重，加剧裂纹倾向，严重时可使整个焊缝沿半熔合区从母材上剥落。灰铸铁焊接裂纹一般为冷裂纹，产生的温度在400℃以下，产生的部位为焊缝热影响区，当采用非铸铁型材料焊接时，焊缝也会产生热裂纹。 防止的措施有：

（1）工件焊前预热，焊后缓冷。不但能防止白铸铁组织的产生，而且使焊件温度分布均匀，减小焊接应力，防止裂纹。

（2）采用加热减应区法，在焊件上选择适当的区域进行加热，使焊接区域有自由热胀冷缩的可能，以减小焊接应力，防止产生裂纹。

（3）调整焊缝化学成分，可采用非铸铁型焊接材料，以得到塑性好，强度高的焊缝，使焊缝产生塑性变形，松弛焊接应力，避免裂纹。

（4）采用合理的焊接工艺，冷焊时应采用分散焊、断续焊，选用小电流，线熔深焊后立即锤击等方法，减小焊接应力，防止裂纹。

（5）采用栽螺钉法，大面积焊补时，采用栽螺钉法应力由螺钉承受，防止焊缝剥离。

6、分析机组振动时，从检修方面哪些因素？ 答：（1）汽缸水平及轴颈扬度有无变化；

（2）滑销系统和销槽有无磨损、变形，间隙和接触面是否合格，滑动是否受阻；

（3）轴瓦的间隙、瓦盖紧力和下瓦接触情况是否符合要求，球面瓦的紧力和接触是否符合要求；

（4）转子是否找过平衡，所加平衡重量分布如何，平衡重块是否被冲刷或活动； （5）轴颈的椭圆度和轴的弯曲情况；

（6）套装中轮是否松动，膨胀间隙是否更换过零件或进行过加工； （7）动静部分有无摩擦，摩擦部位如何；

（8）发电机转子上有无松动的零件、通风口，空气间隙是否正常，线匝间有无短路； （9）机组中心情况，联轴器的晃度和瓢偏情况； （10）基础、台板是否正常，台板螺丝是否松动； （11）联轴器及大轴中心孔内是否有积存液体等。 7、采用电液调节系统有哪些优点? DEH系统的液压伺服系统的组成及各个组成部分的作用是什么？

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答：采用电液调节系统有以下优点：

(1)采用电气元件增加了调节系统的精度，减少了迟缓率，在甩负荷时能迅速地将功率输出返零，改善了动态超速；

(2)实现转速的全程调节，控制汽轮机平稳升速；

(3)可按选定的静态特性(可方便地改善静态特性的斜率及调频的最大幅值)参与电网一次调频，以满足机、炉、电网等多方面的要求；

(4)采用功率系统，具有抗内扰及改善调频动态特性的作用，可提高机组对负荷的适应性； (5)能方便地与机、炉、主控设备匹配，实现机、电、炉自动控制。

DEH系统的液压伺服系统由伺服放大器、电液伺服阀、油动机及其位移反馈（即线性位移差动变送器）组成。伺服放大器的作用是将控制机构送来的信号与反馈信号的差值进行功率放大，并转换成电流信号。电液伺服阀的作用是将电气量转换为液压量去控制油动机。油动机的作用是接受电液伺服阀来的液压信号，控制油动机活塞的开度，通过连杆带动，使汽阀开度变化。线性位移差动变送器的作用是把油动机活塞的位移（同时也代表调节汽阀的开度）转换成电压信号，反馈到伺服放大器前端，实现油动机开度的闭环控制。

8、 疏水调节阀为什么应尽量安装在靠近接收疏水的容器处？

答：应尽量靠近接收疏水的容器处的原因是：疏水在流经疏水调节阀时有较大压降，容易在阀后出现“闪蒸”而形成汽水两相流动，为了减轻疏水管道的侵蚀和振动，疏水调节阀就安装在靠近接收疏水的容器处。尤其像从高压加热器通向除氧器的疏水管道，由于管道长，垂直距离大，如调节阀安装在高压加热器一侧，阀门后的整个管道很快就会被侵蚀损坏，有时还会出现振动，所以应将调节阀移到除氧器附近，阀门前的管道应尽量平直，减少弯头，管内流速不能太高，因为调节阀前的闪蒸会使调节阀丧失正常调节性能，引起水位波动，使水位控制系统工作不稳定。

9、如何测量推力瓦块的磨损量？推力瓦乌金需要重新浇铸时，应如何清理瓦胎？

答：将瓦块乌金面朝上平放在平板上，使瓦块背面支撑面紧密贴合平板，再将千分表磁座固定在平板上，表杆对准瓦块乌金面。缓慢移动瓦块，记录千分表读数和对应的推力瓦乌金面测点位置，读数最大值与最小值之差即为瓦块最大厚度差，亦为最大磨损量。 清理瓦胎的方法：

（1） 将轴瓦沿轴向立放平稳，用煤气火嘴或火焊均匀加热轴瓦外侧，使乌金熔化脱落。 （2） 用钢丝刷清理瓦胎挂乌金处，使表面露出金属光泽。

（3） 将轴瓦用10%苛性钠溶液煮15~20min，液温达80~90℃之后，用同样温度的凝结水

煮洗，除去残碱，取出擦干。

10、汽轮发电机组在轴上产生轴电流的原因有哪些？有何特征？如何处理？ 答：静电效应的静电荷，是因蒸汽与叶片的干摩擦而产生，电位可达100~200V，电流3~5mA，在汽轮机转子上装设接地碳刷可以消除它的危害。

转子发生轴向磁化而产生的感应电流，发电机转子绕组发生层间短路时，会使转子发生轴向磁化，磁力线被切割后，将在轴颈与轴瓦间的回路中产生单极的感应电流感应电流，电位可达35mV，电流微小，需对转子进行退磁处理才能消除。

交流轴电流，产生原因是转子与静子不同心、静子线圈发生层间短路等，造成转子、轴瓦、台板环路中感应出交流轴电流。其电压不大于35V。但若发电机和励磁机轴承座对台板之间、密封瓦对发电机端盖之间的绝缘被破坏时，这种轴电流将很大，因此很危险。在发电机前部及汽轮机轴上装设接地碳刷，能防止该部位发生电腐蚀。在发电机后部却绝对不允

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许装设接地碳刷，而只能保持发电机后部各轴承座对台板、密封瓦、发电机端盖之间的绝缘良好，来防止轴电流的形成。

第三组

高级工程师（生产检修分支—电气专业）

1、 发电企业机组检修分为几个等级，如何定义？国产汽轮发电机组各级检修间隔是如何规

定的？

答：分为A、B、C、D四个等级。

A级：对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备的性能。 B级：对机组某些设备存在的问题，对机组部份设备进行解体检查和修理。可根据设备状态评估结果有针对性地实施部份A级检修项目或定期滚动检修项目。

C级：根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清理、清扫。

D级：当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。

A级4~6年，B级在二次A级之间安排一次，C级每年一次，D级视情况可每年安排一次。

2、简述主变压器A级检修时检查哪些部件？

答：检查外壳和绝缘油、铁芯和绕组、冷却系统、分接开关、套管、其它零部件如一次系统配电的装置及电缆等。

3、 集团发布的二十九项反措中涉及电气的有哪些项？

答；与电气有关的：防止人身伤亡事故，防止火灾事故，防止电气误操作事故，防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故、防止发电机和水轮机损坏事故、防止继电保护事故、防止系统稳定破坏事故、防止大型号变压器损坏和互感器爆炸事故、防止开关设备事故、防止接地网事故、防止污闪事故、防止全厂停电事故、防止枢纽变电站全停事故、防止直流系统事故、防止倒塔和断线事故、防止设备腐蚀事故等（共18项）

4、 如何对电气设备预防性试验结果做出判断？

答：在与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照相关的试验结果，根据变化规律和趋势进行全面分析后做出判断。

5、 绝缘材料的耐热等级分几类？极限工作温度是多少？目前生产的发电机、干式变压器、

油浸变压器绝缘等级是哪一级？ 答：Y级极限工作温度90℃、A级105℃、E级120℃、B级130℃、F级155℃、H级180℃、C级180℃以上。

发电机F级（一般按B级考核），干式变压器F级或H级，油浸变压器绝缘为A级。

6、厂用电负荷按生产过程中的重要性可分为Ⅰ类负荷、Ⅱ类负荷、Ⅲ类负荷，其定义是什么？接有Ⅰ类负荷的厂用母线应设置备用电源，当备用电源采用暗备用方式时，暗备用的联络断路路器一般采用哪种切换方式？为什么？

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答：Ⅰ类负荷：指短时（手动切换恢复供电所需时间）停电可能影响人身或设备安全，使生产停顿或发电量大幅下降的负荷。

Ⅱ类负荷：允许短时停电。但停电时间过长，有可能损设备或影响正常生产的负荷。 Ⅲ类负荷：长时间停电不会直接影响生产的负荷。 暗备用的联络断路路器一般采用手动切换方式。Ⅰ类负荷通常一工作一备用，分接在二段母线上，若工作的一段母线永久故障，在另一母线上的Ⅰ类备用负荷开关会自动投用，保证机组正常运行，若这时暗备用的联络断路路器不经判断的自动投用，将会使供正常母线的电源合在已发生永久故障的母线上造成跳闸，使二条母线同时失电，造成生产停顿或发电量大幅下降的负荷。

7、从哪几个方面选择电缆型号，从哪几个方面选择电缆截面？铜芯电缆载流量一般是铝芯电缆载流量的多少倍？为了防止火灾事故的发生300MW以上机组应采用何种类型型电缆？

答：电缆型号的选择：缆芯材料的选择、绝缘及搞套层的选择、铠装及外被层的选项择、电压及芯数的选择。

电缆截面的选择：按持续截面电流、按短路热稳定、按电压损失校验、按经济电流密度。

铜芯电缆载流量一般是铝芯电缆载流量的1.29倍

为了防止火灾事故的发生300MW以上以上机组.应采用阻燃型号电缆。

8、高压短路电流计算一般只计及各元件的电抗，采用标么值计算，为了计算工方便通常基准容量、基准电压如何取？在基准容量、基准电压确定后，基准电流、基准电抗便已确定其值为多少？

答：为了计算方便通常基准容量Sj取100MVA或1000MVA、基准电压Uj通常取各级的平均电压即1.05倍的各级额定电压。基准电流Ij=S j /√3Uj ，Xj =Uj/√3Ij= Uj2 / S j 。

9、简述厂用低压电器选择的一般原则。

答：1）低压电器应满足正常持续运行、并适应生产过程中各项操作要求，事故时应保证安全迅速而有选项择性地切除故障。

2）校验短路时的动、热稳定。

3）熔断器及断路器应按回路可能发生的最大短路电流来校验其允许的额定短路分断能力。

4）断路器瞬时或延时过电流脱扣器的整定电流应躲过电动机起动电流的条件来选择，并按最小短路电流校验灵敏系数。在中性点直接接地系统中断路器脱扣器应选三相式，和失压脱扣器分励的参数及辅助触头的数量应满足控制和保护的要求。

5）交流接触器和磁力起动器的等到级和型号应按电动机容量和工作方式选择，其吸持线圈的参数及辅助触头的数量应满足控制和联锁的要求。

10、为什么新安装的变压器在正式投运前要做冲击合闸试验，要做几次？为什么？ 答：做冲击合闸试验目的是为了检查变压器的绝缘强度和机械强度，检查变压器差动保护躲过励磁涌流的性能。新安装的变压器应冲击5次。 铁芯中的磁通及其磁场能量是不能跃变的，变压器在合闸前铁芯中的磁通及其磁场能量是零。在合闸瞬间在铁芯中会产生二部份磁通，其一为与电压成正比、相位滞后于电压90℃的稳定运行时的周期分量磁通，另一部份为按指数规律衰减的非周期分量，其值大小取决于

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合闸瞬间周期分量磁通的大小，二者迭加保持合闸瞬间铁芯中的磁通及其磁场能量不跃变为零。所以若合闸瞬间周期分量磁通为零，非周期分量也为零，二者迭加为零，因此一开始就过渡到稳定运行状态，磁通及励磁电流和稳定运行相同。若合闸瞬间周期分量磁通为最大值，则非周期分量的初始值与周期分量磁通大小相等反向相反并按指数规律衰减，初始值二者相迭加为零，但周期分量是按正弦波变化的，在合闸后半个周期铁芯中的磁通接近稳定运行时的二倍，铁芯高度饱和，其励磁涌流将达到变压器额定电注的6~8倍。由于变压器合闸的随机性，其相位角不能控制，每次合闸变压器励磁涌流将为0和最大值之间的某个值，多合几次遇到较大励磁涌流的概率也就较大，就能更好检查变压器的绝缘强度和机械强度及检查变压器差动保护躲过励磁涌流的性能。

第四组

高级工程师（生产检修分支—锅炉专业）

1、对于燃用低灰熔点的煤种如何防止大容量锅炉的炉膛结渣？

答：首先在锅炉的设计上合理选取炉膛容积热负荷、截面热负荷、燃烧器区域壁面热负荷和屏底进口烟温，按照有关设计导则，炉膛容积热负荷推荐值一般为75-80KW/m3，截面热负荷推荐值一般为4.2-5.0MW/m2，燃烧器区域壁面热负荷推荐为值一般为1.2-1.6 MW/m2,屏底烟温不大于1300℃；燃烧器的设计无论直流式还是旋流式，均应该具备风包煤的结构，不使煤粉气流直接冲刷水冷壁引起结渣；运行中应加强调整，对于四角切圆燃烧方式要调整切圆不偏离，防止水冷壁局部温度过高和煤粉刷墙；对于前后墙对冲的旋流式燃烧器要合理调节内外二次风，不使旋流强度过大，造成燃烧器周围的水冷壁结渣；在煤种的配烧上，宜采用成熟的分层燃烧方式，可以将低灰熔点的煤放在下层，高灰熔点的煤放在上层；在炉膛吹灰方式上应注意区别水冷壁不同区域的不同结渣程度采取不同方式，以提高吹灰效果；还应加强对水冷壁结渣情况的运行检查，发现问题采取相应措施。

2、么是直流锅炉垂直管屏的水动力自补偿特性和强制流动特性？它的原理是什么？

答：直流锅炉垂直管屏中，当吸热量增大时管子的流量是增加的称为具有自补偿特性，反之流量是减少的，称为强制流动特性。

它可以从管屏的压降来分析，因为垂直管屏中并联管的压降是一定的，管子压降是由流动阻力与重位阻力也称重位压降组成。流体在管子流动中，二者之和

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是与管屏的压降平衡的。当管子受热后，二者的变化的比例是不同的。如果管子的质量流速较低，管子中的重位阻力所占份额大，当吸热量增加，由于管中流体重度降低，使整个管子的阻力降低的份额增大，由于管屏的压降是一定的，它促使流量增加来提高流动阻力，达到与管屏的压降相平衡。这就是自补偿特性。反之，如果管子的质量流速较高，管子中的流动阻力所占份额大，当吸热量增加时，管子中流体重度降低，使重位阻力降低，但份额小，而流体比容增大，引起的流动阻力增加的份额大，为了与管屏的压降相平衡，必须要减少流量使流动阻力降低。这就是强制流动特性。

3、 选择减温水调门应提供哪些参数？调门的流量与什么有关？能否取减温水母管压力与减温器之间的压差作为调门的压差？若不能，为什么？ 答：应提供的参数主要有：调门所处的工作压力、温度；需要的流量和它对应的压差；阀门调节特性曲线，一般为等百分比。调门的流量与调门的压差有关。不能取减温水母管压力与减温器之间的压差作为调门的压差，因为减温水在流动中有阻力损失，包括磨擦阻力和局部阻力损失，要将总的压差减去管道阻力损失才是调门的压差。

4、 如何确定锅炉过热器、再热器炉外壁温测点的温度限额？炉外壁温测点为什么需要单独保温？

答：壁温测点一般安装在锅炉顶棚以上过热器、再热器出口的连接管上。它所测量到的是过热器、再热器管的炉外壁温，它相当于该管子的蒸汽温度。而我们要监视的是其炉内金属壁温，因为按理论计算和实践经验，对流过热器、再热器在炉内出口段的壁温与汽温的差值约20-30℃，所以，根据过热器、再热器管材料的金属允许温度减去壁温与汽温的差值，即等于炉外壁温允许的限额。如高过炉内为T91，其金属允许温度为620℃，减去差值30℃，则炉外壁温控制限额为590℃。但要注意的是，若高过炉外连接管为12Cr1M0V,因该材料的金属允许温度只有580℃，所以综合考虑后，该点的炉外壁温侧点的限额应定为不超过580℃

炉外壁温测点一般处于炉顶过热器或再热器的出口集箱的保温罩壳内，但罩壳内的空气温度与管子的金属壁温是有温差的，如果壁温测点不单独保温，则管子内壁的蒸汽与管壁，管壁与测点，测点与空气就有热流，有了热流，管内的蒸

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汽至管内壁、管内壁至外壁、外壁至测点就有温度降，这样测量到的温度比管内的蒸汽温度是偏低的。某电厂300MW亚临界锅炉壁温测点有无单独保温曾做过试验，结论是无单独保温测量到的温度约偏低10℃。所以, 炉外壁温测点必需单独保温。

5、锅炉“四管爆漏”常见原因有哪些？

答：常见的原因有：受热面设计不合理和运行不当造成长期或短期超温爆管；管内结垢、管内氧化皮脱落或被异物堵塞引起管子超温爆管；管子的外壁发生烟气高温腐蚀使管壁减薄，多数发生在水冷壁管；管子受烟气冲刷飞灰磨损，多数发生在烟气走廊局部烟速偏高的部位，省煤器尤为突出；管材本身存在缺陷或运行年久管材老化；焊接质量不良发生裂纹砂眼等；管子膨胀不畅发生拉裂。归纳起来锅炉发生“四管爆漏”大致五个方面原因：超温、磨损、腐蚀、疲劳拉裂，焊口质量。

6、300MW锅炉省煤器管子Ф38x5mm，磨损后测得壁厚为3mm，如何评判它能否继续使用？高过管子Φ45x7mm，现检查发现胀粗至Φ46.5mm,按金属监督规程蠕变超限的要求,评判它能否继续使用?

答：省煤器管子磨损减薄量，粗略地讲，一般超过管子壁厚的1/3，需要更换，现管子壁厚3mm,已磨去2mm，超过原壁厚的1/3。需更换。若精确计算，应查出省煤器的工作压力和金属壁温，根据壁温和省煤器管的材料查出该温度下的许用应力，然后根据管子的强度计算公式(要求说出计算公式)，计算出管子所需厚度，按公式算出来最小厚度要3.9mm，该管需要更换。高过是合金钢管，按金属监督规定合金钢管外径蠕变胀粗量超过2.5%需更换，经计算该管子外径胀粗不能大于46.1mm，现胀粗至46.5mm，必须更换。

7、说明炉膛漏风、制粉系统漏风和空气预热器漏风对锅炉有危害？并说明原因，上述设备漏风一般不应超过多少？回转式空气预热器堵灰的原因是什么？对锅炉有何危害？

答：炉膛和制粉系统漏风主要是造成锅炉排烟温度升高。因为这部分是窒外的冷

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风，它不经过空气预热器，使经过空气预热器的风量减少，而锅炉的烟气量是不变的，这样由于预热器的吸热量减少，使得排烟温度升高。而空气预热器的漏风，主要是造成锅炉送、吸风机电流增大，使厂用电率增加，严重时，造成锅炉风量不足，影响锅炉出力。炉膛漏风一般不超过5%的锅炉理论空气；制粉系统漏风不超25%的本身通风量；空气预热器漏风率不超过6-10%的预热器进口烟气量。

回转式空气预热器堵灰，主要是冬天排烟温度和进风温度均较低，预热器波形板金属温度低，烟气中的水蒸汽在波形板上发生结露，从而造成积灰。如果煤中硫分较高，使烟气酸露点温度提高，将更加剧堵灰。堵灰后，使预热器阻力增加，不仅增加风机的电流，严重时造成轴流式风机互相抡风甚至发生喘振。

8、风机振动的原因有哪些？风机本身振动正常，而出口风道振动很大是什么原因造成？需采取什么措施？风机运行中突然发生大的振动有哪些原因？ 答：引起风机振动的原因大致有：（1）叶片磨损、积灰或叶片损坏造成转子不 平衡；（2）底脚螺栓松动；（3）轴弯曲或大轴裂纹；（4）对轮中心不 正；（5）轴承损坏；（6）轴承间隙过大；（7）风机发生喘振。

风机本身振动正常，出口风道振动很大，多数是风机的空气动力工况不好，当气流经过风机进口导向器后产生涡流，扩散到出口风道引起振动。根据有关电厂的经验，只要在风机进口导向器后加装一只结构合理的破涡器，就能很好消除风道的振动问题。

风机运行中突然发生大的振动，主要有：叶片积灰多运行工况变化使积灰突然脱落；叶片被异物撞击：大轴发生裂纹以及风机发生喘振等。

9、中速磨煤机选型应掌握的主要问题有哪些？

答：大致有：磨煤机出力，需将磨煤机的基本出力根据各项修正系数换算至保证出力，并与锅炉最大出力下的磨煤机出力比较要有一定裕量；磨煤机的干燥剂温度与干燥剂量；磨煤机的煤种适应性；磨煤机的加载方式的性能和可靠性；磨煤机的系统阻力大小；煤粉细度的调节性能和可靠性；磨煤机出口风粉混合物的分配均匀性；磨煤机石子煤数量多少；磨煤机减速机的安全可靠性；磨煤机入口热风道设计的合理性；磨煤机易磨损件的寿命；磨煤机检修方便程度等。

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10、如何防止轴流式风机的失速？

答：首先在风机选型设计中要按照“电站锅炉风机选型和使用导则”保证风机有足够的失速裕度，即失速安全系数k应大于1.3；在风机制造中风机动叶片之间的角度偏差(同级及前后级)不大于规定值，叶顶间隙偏差不大于规定值，并确保动叶片能关至零位，以保证风机运行中气流稳定不产生扰动；在风机运行中尽可能使风机出口风压处于较低水平，以保持较大的失速裕量，在实行风机并列操作或磨煤机事故跳闸时，要制定相关措施，防止风机出口风压超出风机性能曲线上的理论失速线；检修中要加强空预器和烟道的维护，及时清理积灰，减少系统阻力，防止阻力升高发生风机失速。 第五组

高级工程师（生产检修分支—热工专业） （答出要点即可） 一、 风机变频调速系统控制系统设计时应注意哪些要点？ 答题要点：（1）应根据一次风系统工艺要求及电气基本控制要求得出热控控制系统的基本要求，要求答题者能简要描述一次风系统工艺要求及高压变频电气的基本控制要求。

（2）一次风机变频及工频控制即一次风机SCS系统，要求答题者能根据我厂或其它厂一次风机变频器一次图（要求能给出简单准确的一次图）描述一次风机工频、变频操作控制系统。

（3）一次风机变频自动调节（一次风机变频MCS系统），要求答题者能描述如何做到协调好两台风机均匀出力，不抢风。

（4）一次风系统故障的保护逻辑，要求答题者能描述一次风机Runback及MFT的情况。

二、简述燃烧器管理系统BMS（Burner Management System）的系统设计原则。

答题要点：（1）燃烧器管理系统一般分为两部分：燃烧器控制系统BCS（Burner Control System）和燃料安全系统FSS(Fuel Safety System)。

（2）几个原则性概念：主设备安全概念、辅机安全概念、信号安全概念、程序控制概念、联锁保护概念、能量支持概念、运行介入概念、安全条件概念、有效参数概念。

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（3）形成炉膛爆炸的原因和防止措施。

原因：炉膛或烟道内有燃料和助燃空气积存、积存的燃料和空气混合物是爆炸性的、具有足够的点火能源。

防止措施：在主燃料与空气混合物进口处有的足够的点火能源，点火器的火焰要稳定，具有一定的能量而且位置恰当能把主燃料点燃。当有未点燃的燃料进入炉膛时，这段时间应尽可能缩短，使积存的可燃物容积只占炉膛容积的极小部分。对于已进入炉膛未点燃的可燃混合物，尽快地冲淡，使之超出可燃范围，并不断地把它吹扫出去。当送入的燃料只有部分燃烧时，应继续冲淡，使之成为不可燃的混合物。

（4）防止炉膛内爆

（5）BMS系统均包含下述主要安全功能：炉膛点火前的吹扫、油枪点火暖炉、主燃料（煤粉）引入、连续监视运行工况、切除部分燃烧器或紧急停炉、燃烧后的吹扫。 二、

据你的实践描述顺序控制系统作用和分级设计原则。

答题要点：1、顺序控制系统是指300MW机组的辅机顺序控制系统，简称为SCS（Sequence Control System），它的任务主要是对大型单元机组的辅机包括电动机、阀门、挡板等设备的启停或开关进行自动控制。它可以根据生产过程的工况和被控制设备的状态等条件，按照控制系统中所预先设定的顺序实现被控设备的启停或开关。SCS所采用的顺序控制策略是根据300MW机组的运行的客观规律的要求而制定的，它是将电厂的辅机运行规程采用顺序控制系统的逻辑实现。采用顺序控制系统后，只需通过控制画面的单按钮操作，辅机及相关设备的启停、开关就会按照设备的安全启停的规定顺序和一定的时间间隔自动动作，而运行人员可通过监视器监视各控制步序的执行情况，无须人为干涉，减少了大量的、繁琐的操作。同时在顺序控制系统的设计中，各设备的动作都设计了安全联锁条件，只要设备的动作条件不满足，设备动作将被闭锁进行，这样可避免运行人员的误操作，保证设备的安全运行。 2、顺序控制系统一般分为三级：机组级、功能组级和设备级。

a、机组级是最高一级控制，它是在少量的人为干预下自动的完成整个机组由起始状态到高负荷，甚至是100%负荷的启停控制。在实现机组级的控制时，各功能组均处于自动状态，每个功能组接受机组级控制命令执行操作程序，完成后向机组级反馈完成信息，由机组级向下一个功能组发送启动命令。

b、 能组级是实现顺序控制的核心部分，设备的顺序控制逻辑及步序设置均在此实现，当操

作人员发出功能组启动指令，同一功能组的辅机及相关设备都将按照预定的设备安全操作顺序和一定的时间间隔实现自动启动。

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c、 备级是顺序控制系统的基础级，它对就地控制设备直接进行控制，所有的辅机等设备的

联锁逻辑的最终实现也在设备级。

四、

回答AGC系统的构成并简单描述与DCS系统的关系

答题要点：1、画结构图说明构成。

2、AGC系统与DCS（AGC System and DCS）

⑴ AGC系统与DCS交换的信息内容

为适应AGC及调度运行的需要，参照《火力发电厂设计技术规程》，AGC系统与DCS交换的信息内容已基本确定。

a．江苏省调或有关地调向参加AGC的火电厂及火电机组发送下列信息量。

2发电功率设定值

2将机组CCS投入远方控制模式 2切除机组CCS远方控制模式

b．参加电网AGC的火电机组和火电厂，必须向有关调度传送下列信息量。

2机组当前出力

2机组允许的最大出力 2机组允许的最小出力 2电厂当前总出力

2电厂允许的最大出力 2电厂允许的最小出力 2机组投入运行的数量

2机组发电出力越上限告警 2机组发电出力越下限告警 2机组在远方控制模式

2机组在当地自动控制模式 2机组在当地手动控制模式

c．对于参加电网AGC的火电机组，根据需要及设备的可能，向有关调度传送下列信息量。

2机组当前的调节速率 2机组允许的功率变化率 2机组等待远方控制模式

2机组由远方控制模式转换为当地控制模式 2机组CCS系统故障报警信号

2机组不能处于远方控制模式告警 ⑵ AGC系统与DCS接口方式

AGC运行状态信号的传送，可以采用电缆硬接线方式或串行口方式，推荐采用串行口方式，便于功能扩展，减少电缆投资。

AGC控制命令的传送可以采用电缆硬接线方式，推荐采用电缆硬接线方式，连接方便、运行稳定、可靠性强。 新建火电厂的厂级监控系统与机组级的DCS进行一体化的设计，保证整个系统软硬件规范的一致性和控制命令的快速响应。

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五、根据你的实践回答DEH仿真试验验收内容及要求

答题要点：对DEH系统的验收，主要是通过仿真来进行的。要求在机组启动前能对DEH的控制逻辑、保护逻辑、基本控制功能进行试验验证，初步确定PID参数等，同时验证液压系统动作灵活、可靠，满足DEH控制要求，以保证机组一次启动成功。 （一）仿真试验的条件

DEH系统的电液联调试验在DEH系统控制器及液压系统分别调试试验后验证合格后，才能进行机组的正式启动。

1． 阀门位移变送器（LVDT）调整。DEH系统必须进行电液联调试验，系统LVDT

调整使阀门机械零位、满度与变送器信号对应，保证精度、线性度指标。 2． 饲服系统闭环调试

阀门饲服阀带油动机与DEH阀门控制卡进行饲服回路的闭环调试，测试饲服回路的迟缓率特性。饲服系统闭环调试，保证执行机构（阀门油动机）良好的动作灵活性、跟随性和定位精度，饲服回路不发生振荡，也不产生过大的迟缓率。 3． DEH安全系统动作使阀门快关时间测试(配合机务做)

汽轮机控制超速的性能，取决于DEH检测转速信号或甩负荷信号到发出指令、安全系统动作、最终阀门的快速关闭时间在设计值。300MW机组阀门快关时间为0.15秒。

（二）DEH带液压系统及实际油动机做混合仿真性能测试内容

在机组启动前，DEH带油动机进行仿真试验和验收，验收的主要功能有： 1． 升速控制、阀切换、暖机、过临界转速； 2． 自动同期接口； 3． 并网、带初负荷； 4． 升/降负荷控制、升负荷率、负荷限制； 5． 功率回路等的投切，开环、闭环负荷控制； 6． 遥控运行方式（CCS协调控制、AGC控制）； 7． 单阀/顺序阀运行方式的切换； 8． 机组要求的启动方式（高压缸启动、中压缸启动）； 9． 一次调频功能； 10． 机调压功能； 11． Runback功能；

12． 手动控制及手/自动切换功能； 13． 超速保护、甩负荷； 14． 超速保护试验； 15． 阀门活动性试验；

16． 机组要求实现的其他试验功能（汽门严密性试验、喷油试验等）。 （三）DEH仿真内容细化 仿真内容 转速控制 主要指标 升速控制 过临界转速 阀切换 超速保护

功能描述 在操作员自动方式下能按设定升速率控制转速 过临界转速时，系统自动将升速率设为最大值：500rpm/rpm 在2900rpm时由主汽门控制变为调门控制，切换过程转速偏差符合要求 将OPC超速置于试验位置，系统触发OPC动作，电磁阀得电，所有调门关闭 24

103%超速保护 110%超速保护 机械超速保护 并网功能 同期功能 解列功能 功率控制 多阀控制切换 手/自动切换 阀门活动性试验 主汽压力 控制功能 主汽压力控制 遥控主汽压力控制 负荷遥控功能 遥控接口检查 遥控升降负荷 负荷高低限制功能 一次调频 双机容错 甩负荷功能 一次调频功能试验 主控制器容错试验 中压调门快关功能 负荷下跌预测 升负荷功能 将OPC超速置于禁止位，使系统触发跳机信号，ETS系统动作，调门主汽门关闭 闭锁DEH和ETS电超速信号，机械超速在设定值动作，其中ETS3360不能闭锁 在满足并网条件后，能够接受同期自动增减脉冲，并网后自动转入带初负荷 在机组解列后，能自动由功率控制转为转速控制，并将目标转速设定为3000rpm 按照设定的目标负荷和升负荷率自动升负荷，动态偏差负荷要求 当负荷在150MW时，进行单阀—多阀—单阀切换试验，切换过程无扰动 当负荷在150MW时，将系统切换到手动，进行手动升负荷，在240MW时切为自动 在负荷大于60MW时进行阀门活动性试验，阀门按设定斜坡指令动作，过程无扰 在DEH侧模拟主汽压力值，下降在90%内负荷无变化，再下降则功率给定下降 遥控主汽压力功能投入，当气压下降时自动减小功率给定值，以保证压力稳定 DEH侧发负荷遥控请求，CCS侧遥控允许，保证系统间通信正确 切遥控后，CCS增减功率指令，DEH侧能相应改变，且满足速率限制要求 在功率控制方式下，改变功率给定值，当超出负荷高低限值，负荷在限定范围内 模拟改变电网周波，即改变汽轮机转速，DEH负荷应随周波变化而变化 在DEH正常运行情况下，人为制造主控制器故障，副控制器能正常工作，无扰 在稳态工况，当电功率突然下跌，机械功率与电功率差太大时，快关中压调节阀 RUNBACK时，快速降负荷

六、振动测量有哪些参量？

答题要点：振动参量：1.振幅：一般来说，振幅（可以表示为位移、速度或加速度）是振动强度的标志。2.频率：振动频率（周/分）通常表示为机器转速的倍数。转子的振动问题按机械振动的性质大体上可分为三类：第一类是属于强迫振动问题。第二类是属于自激振动问题。第三类是属于非定常强迫振动。3.相位：相角测量可用来描述某一特定时刻机器转子的位置。4.振动形式：振动形式可以分为两种：时基形式是把振动信号输入到示波器，并以时基模式显示在荧光屏上。一般振动信号为正弦波形，它是转轴的位置与示波器上水平时间轴的关系曲线。而轴心轨迹是由两个互成90°的非接触式传感器感受的振动信号，分别输入到示波器的两个通道内，并以X-Y模式显示在荧光屏上。在这种模式中，所显示的是

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对应于两传感器的轴截面的中心线的运动。如果传感器安装在轴承上则轴心轨迹是轴的中心线相对于轴承的运动关系.5.振型：所谓振型是转轴在一定的转速下，沿轴向的一种变形。测量振型的方法是沿转轴的轴向每隔一定间距放置一组X-Y（互成90°）传感器，分别测得相应转轴截面的中心线振动情况。综合所算出转轴上“节点”的位置。

在分析一台机器的振动（动态运行）状态时，需要用到上述所有参量。通过这些参量，我们能够在动力学的基础上了解“机器的运行状态”。上面提到的振幅、频率、相角、振动形式和振型不仅适用于机器转轴或转子的测量，而且也适用于对机器外壳的测量。对机器进行全面的系统分析非常重要，通过它，我们不仅能够知道机器转子的动力学状态，而且还能知道机器外壳的动力学状态，通过对机器的非转动部件进行测量，我们可以判断这样一些状态，如机器的构件共振或管道共振，有孔的或有裂缝的机座，外部振动源信号的输入等。因此在对机器的运行状态进行全面分析时，机器外壳的测量也十分重要。 在确定机器的全面运行状态时，机器转轴后转子振动和机器外壳振动之间的比较也可能是一个重要参量。正象我们前面所说的那样，由于存在各种不同的参量，因此，机器转轴和外壳之间的变换阻抗可能大幅度变化。已经证明，在解决某一具体的机器故障问题时，比较机器外壳振动和转轴振动之间的振幅和频率关系非常有用。

如果不对相对测量和绝对测量之间的关系进行讨论，那么任何有关动态运动（振动）的分析都不完整。一个安装在轴承盖或机壳上的非接触式电涡流探头，能够用进行相对运动测量，这种测量可以描述机器转轴和安装电涡流探头的机壳之间的相对运动。已经证明，在对大多数机器进行连续监测时相对运动测量令人满意。但是，对于另一部分机器，在进行连续监测时，绝对运动确很重要。通过使用一个复合式探头，就能够进行绝对运动测量。复合式探头由一个电涡流探头和一个速度传感器组成。

电涡流探头用来测量机器转轴相对于机壳的运动。速度传感器安装在和电涡流探头同一平面内的机壳上，用来测量机壳的绝对振动。来自复合式探头的两个传感器的输入信号的矢量和能够给出转轴的绝对运动状态。采用这种方法，我们可以得到四种信息。 （1）机器转轴相对机壳的运动；

（2）机壳相对于某一惯性参考系的绝对运动； （3）转轴相对于某一惯性参考系的绝对运动；

（4）利用电涡流探头传感器给出的交流输出信号测出转轴在轴承中的径向位置。 对于具有活动机座的机器或机壳强烈振动的机器，绝对运动测量显得特别重要。

X-Y(2平面)监测对于分析大多数类型的机器都具有重要意义。在某一具体的轴承部位，垂直方向和水平方向的振动可能完全不同。例如，在某一轴承的两个不同平面上，可能存在不同的振幅和频率，绝大多数机器分析情况已经证明了这一点。因此，在径向轴承位置上安装X-Y探头是十分必要的。

七、请简单阐述机组旁路系统的作用，根据你的理解旁路系统控制系统应具备哪些功能？

答题要点：1 旁路系统的作用：配合机组的启动、取代安全门、滑压跟踪溢流、停机不停炉及实现FCB 、确保汽轮机启动的蒸汽品质、替代冲管、大大减轻汽轮机固体颗粒侵蚀

2、简要答出启动调节控制、跳机时快速保护动作即可。

八、结合你的实践阐述PLC控制系统干扰现象及其防范措施答题要点：1 干扰现象：温度信号显示不正常、拟量信号漂移、开关量输入信号(DI)无反应、接地故障、其它干扰现象。

2 防范干扰的措施：在设计制造时已严格考虑了PLC的抗干扰措施，如果在现场还存在干扰问题，应视为特殊情况，仔细检查与设计和安装规程不符之处，并从以下方面进行分析。

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(1)电源PLC系统的电源总是与整个电厂低压厂用电相连接，各种开关操作、电气设备启停、整流变频设备运行等，都会通过线路传到PLC电源，形成干扰。在必要时可以考虑安装UPS或者电源滤波装置，从源头上防止干扰。UPS具有过压、欠压保护功能，以及软件监控和与电网隔离等功能，可以削弱干扰源。在选择UPS时，应注意合适的容量，避免容量不够，造成系统崩溃。

(2)接地与屏蔽接地是保证系统运行安全、可靠和抑制外部干扰的重要措施。安全接地是为了防止雷击或其他高电压可能造成设备的损坏和保护人身安全。要求电子设备的机壳和金属构件等必须与地相连。特别是在电厂某些场所如取水点的设备，位于开阔地，周围无防雷设施，在施工时易忽视安全接地，易造成雷击事故。同样，合理的接地是提高PLC控制系统抗电磁干扰能力的重要措施之一。在实际施工中，应当按厂家要求将控制系统的接地接至全厂电气接地网上或独立接地网上，其连接方式及接地电阻均应符合设计规定。采用独立接地网时，接地电阻不应大于2欧姆。屏蔽电缆的屏蔽层均应接地，总屏蔽层及对绞屏蔽层均应接地；全线路屏蔽层应有可靠的电气连续性，当屏蔽电缆经接线盒或中间端子柜分开或合并时，应在接线盒中间的端子柜内将其2端的屏蔽层通过端子连线，同一信号回路或同一线路屏蔽层只允许有1个接地点；信号线中间有接头时，屏蔽层应牢固连接并进行绝缘处理，一定要避免多点接地。保证计算机系统单点接地。

(3)合理布线如布线工艺不当，使得配线之间存在着互感和分布电容，在进行信号传送时会产生窜扰。为了防止或减少外部配线的干扰，PLC电源线、I／O电源线、输人信号线、输出信号线、交流线、直流线都应尽量分开布线。开关量信号线与模拟量信号线也应分开布线，且后者应采用屏蔽线，并且将屏蔽层接地。数字传输线也要用屏蔽线，并且要将屏蔽层接地。由于双绞线中电流方向相反，大小相等，可将感应电流引起的噪声互相抵消，故信号线多采用双绞线或屏蔽线。屏蔽线尽可能远离大功率用电设备，特别是变频器；电缆在桥架敷设时，应当避开动力线路，并与之保持一定的距离，单独敷设。若与动力线路不能分开布设时，可使用镀锌管敷设，既可防止干扰，又可保护线路。注意镀锌管应当与接地网连接。 (4)合理布置PLC不能和高压电器安装在同一个开关柜内，在柜内PLC应远离动力线(二者之间距离应大于200 mm)。PLC的输出宜采用中间继电器实现对外部开关量信号的隔离。如果受现场条件限制，输人信号不能和强电电缆有效的隔离，可以使用小型继电器来隔离输人端的开关量信号。控制柜内通常

有很多信号线，如果布置不当造成走线混乱，可能会引起设备误动作，且难于检查。所以，在设计控制柜时应考虑设备分层布置，走线清晰。制造时，将PLC的I／O线和大功率线分开走线，如条件允许，分槽走线最好，并使其具有尽可能大的空间距离，力求将干扰降到最低限度。

(5)合理选择元器件当输出驱动的负载为感性元件时，对于直流电路应在其两端并联续流二极管，最好采用继电器隔离。在模拟量信号存在干扰时，在接地和屏蔽均无法消除时，可以采用隔离器，隔离器是有效减少外部干扰的重要方法。实际应用中合适的选用元器件能够最大限度的减少干扰。如前所述，进口的温度变送器指标很好，但是国产设备适合现场使用。 3 结语：火力发电机组在设计和施工中，已经考虑到了PLC的抗干扰问题。在具体PLC的应用过程中，应对不同干扰信号源进行分析，有针对性地采用不同的防范措施，提高控制系统的抗干扰能力，以保证控制系统的安全、稳定运行。

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九、锅炉烟气SO含量单位的含义及换算关系如何？烟气中SO含量与煤的硫分含量有何种联系？

1、 ppm是英文partspermillion的缩写，译意是每百万分中的一部分，即表示百万分之（几），

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或称百万分率。mg/m3为体积浓度含量，即没立方米烟气中SO的含量。换算关系为mg/m3

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浓度=K3ppm浓度，系数K—标准状态下的SO分子量，2.86，此时也称标态体积浓度含量。

2、 采用物料平衡方法进行计算:

GSO2＝2BFS(1-NSO2)(1)

式中 GSO2——二氧化硫排放量,kg; B——耗煤量,kg;

F——煤中硫转化成二氧化硫的转化率(火力发电厂锅炉取0．90); S——煤中的全硫份含量,%;

NSO2——脱硫效率,%,若未采用脱硫装置,NSO2＝0. 锅炉的烟气排放量一般依据锅炉的型号取经验值。 二氧化硫的浓度=二氧化硫排放量/烟气排放量。 十、简述江苏省燃煤电厂烟气在线监测系统的构成。如何做好系统不间断运行和维护工作？ 答题要点：1、江苏省电监办燃煤电厂烟气在线监测系统基于TCP/IP网络，通过10段调度网实现CEMS工控机与江苏省电监办服务器的联网；江苏省环保厅燃煤电厂烟气在线监测系统基于GPRS无线网络，通过GPRS无线发射/接收器实现CEMS工控机与江苏省环保厅服务器的联网。 2、不间断运行措施：升级CEMS工控机并采用联网备份机的形式实现不间断运行。维护工作可结合实际经验回答。

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第六组

高级工程师（生产检修分支—燃料机械专业）

１、煤的自燃特性是什么？影响自燃的因素有哪些？

答：煤在常温下与空气接触会发生缓慢的氧化，同时产生的热量聚集在煤堆内，当温度达到60℃后，煤堆温度会急剧上升，若不及时处理便会发生着火。煤在无需外来火源，受自身氧化作用蓄热而引起的着火称为自燃。

影响煤自燃的因素主要有以下三个方面：

(1) 煤的性质，煤的变质程度对煤的氧化和自燃具有决定意义。一般变质程度低的煤，其氧化自燃倾向大。

此外，煤的岩相组成和矿物质种类及其含量，粒度大小和含水量多少，都会影响煤的氧化自燃性质。 (2) 组堆的工艺过程。为减少空气和雨水渗入煤堆，组堆时要选择好堆基，逐一将煤层压实并尽可能消除

块、末煤分离和偏析。组堆后最好其表面覆盖一层炉灰，再喷洒一层粘土浆，同时还要设置良好的排水沟。

(3) 气候条件大气温度及压力波动，降雨量、降雪量、刮风持续时间及风力大小等因素，都会影响煤的氧

化自燃。

２、减速机常见的故障及原因有哪些？ 答：

（1）润滑油发热；润滑油过多；润滑油粘度过高；机体表面散热不良。应清除表面污秽。 （2）轴承发热或有杂音。轴承内有杂质，联轴器安装不正确，轴承装配不正确，轴承损坏超负荷。 （3）轴与可通端盖之间漏油。径向油槽内未加润滑脂，回油槽回油孔堵塞，回油孔未处于下方，通气帽堵塞。

（4）端盖与机体之间漏油。密封不良，重涂密封漆；通气帽堵塞。

（5）机盖与机座分隔面漏油。机盖、机座分隔面漏油。机盖、机座连接螺栓拧得不紧或拧紧程度不均匀；结合面密封不良，均匀地涂密封漆；通气帽堵塞。

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（6）检查盖与机盖之间漏油。纸垫损坏，螺钉拧得不紧或拧紧程度不均匀，视孔盖不平，帽堵塞。 （7）通气孔漏油。油过多，油温高；孔下的挡油片角度不对。应调整角度或在方盖下加一四角带孔的挡皮。 （8）齿轮传动有噪声。齿轮制造质量不佳，侧隙过大或过小，齿的工作面磨损后不平坦，齿顶具有尖蒲的边缘。

（9）齿面过度磨损。润滑油污秽，载荷过大。 （10）齿面胶合。润滑油的粘度不足，超负荷。

（11）振动超限，高速轴弹性块损坏。电动机对轮不正，高速轴承间隙过大或损坏。 3．液压系统有噪声和振动的原因有哪些？ 答：

（1） 当吸油管中有气体存在时将产生严重噪声，一方面这可能是吸油高度太大，油泵的转速太高，吸

油管太细或滤油网堵塞等原因使油泵抽空，油生泡沫等产生空白现象；另一原因可能是吸油管密封不好，外油管外露，油面太低。使得在吸油的同时吸入大量空气。

（2） 油泵和液压马达质量不好，油泵和液压马达的运动不均匀，叶片或活塞卡死。

（3） 管子细长，弯头多又未固定，管中流速较高也会引起振动和噪声。如某一段管子有显著振动，则

故障根源可能就是管道选择或安装不正确。

（4） 在换向时产生振动和冲击，主要是换向速度太快，慢性能量使系统压力瞬时显著升高所致。改善

换向阀的结构或调整换向阀的节流螺钉以适当延长换向时间。

（5） 油泵电动机对轮不正；联轴器松动或对轮弹性销损坏，地脚螺栓松动，将产生很大的操声。 4．缓冲锁气器的使用效果及要点有哪些？ 答：

缓冲锁气器安装在皮带机尾部落料处，落差超过6m的落料管安装缓冲锁气板，有明显的减速效果，利用物料堆高自封闭效果大大减少了诱导风量上翻。通过缓冲后下段胶带上的料流均匀，减少了落料点缓冲弹簧托辊的损坏量。缓冲锁气器使尾部输煤槽密封良好，可减少除尘器的出力，用2000-4000m3/h的风量即能达到原装10000m3/h的效果。可用于输送粘料、湿料、大块料，可承受80kg重物从12m高自由下落的下落的长期冲击。

采用缓冲锁气器并与除尘喷水综合投运，能很好地解决转运站落煤处撒煤、堵煤、漏粉、跑偏、撕裂皮带等问题，并对落料点的缓冲托辊也有很好的保护缓解作用。只要维护润滑及时到位。就能有效发挥其良好的综合性能，能有效地控制高速落料对设备的冲击磨损和对环境的恶劣影响。

为保证降尘效果，可与密封导料槽和导料槽中间的挡帘一起与除尘器配合使用。如果落料管落差小于3m或不宜安装锁气器，可在落料管内倾斜段吊装一个吊皮挡帘，同样具有密封锁气效果。 5．环式碎煤机的特点是什么？ 答：

（1） 环式碎煤机是利用高速回转的环锤冲击煤块进行破碎的，与其它破碎机相比，结构简单紧凑，故

破碎效率高，维护量小，能够自行排除一部分杂物及铁件，噪声小。

（2） 装有风量控制板，使入料口呈微负压，出料器可成微正压，能形成机内循环风，鼓起风量小，粉

尘小。

（3） 除铁室采用格栅式结构，不易堵煤，积铁效果好。每班要人工及时清理。

（4） 设备适应性强，可破碎各种原煤，对含水量超过8%的原煤或洗中煤，要降负荷运行，或注意改进

排料斗的结构，以防堵塞。

（5） 机盖液压开启，操作安全，检修方便。

（6） 装有同步调节机构，能调整筛板支架与转子的相对位置，满足不同出煤粒径的要求。 6．皮带速度检测器的作用与种类结构有哪些？ 答：

皮带速度检测器检测输送机的实际速度，可用于多机连锁顺序启动或停机。当输送带速度过慢或停运时，

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监测器停止输出，切断本机电气回路，同时通过连锁系统停止其余设备运行。可防止煤堆积压皮带及堵塞落煤筒现象的发生。其主要种类有：

（1） 磁力式传感器。触轮随胶带运行时，永久磁铁随之旋转而产生诱导转距，达到额定速度时，转臂

推动触头动作，输出开关信号。

（2） 磁感应式发生器。磁感应式发生器是由永久磁头、绕组、开槽托辊、机体等组成。当带式输送机

启动后产生感生电动势，当皮带机过载打滑时感生电动势也变小，当小到规定值时，速度继电器控制带式输送机停机。

（3） 齿轮式速度传感器。由压带轮、齿轮叶片、磁铁及干簧管等组成。皮带的运动经压带轮带动齿状

叶片转动依次通过干簧管与磁铁之间的间隙。使干簧管交替通断动作，发出脉冲信号。一般将带速动作值整定为带速降到90%时发轻度打滑信号，带速降到75%时发连锁停机信号。

（4） 非接触式转速开关。是接近开关式速度传感器，由无触点接近开关和控制箱组成。皮带正常转动

时带动从动滚筒端头的金属检块每转周通过接近开关一次，产生一个脉冲信号。若速度降低时脉冲次数减小，当转速降低到整定值后5S切断主电动机电源。转速开关与被测对象（设备）不接触，不受灰尘、油污、光线、天气等环境因素影响，动作安全可靠，功耗低，使用寿命长。

7、变频器的常见故障原因及特点有哪些？ 答：

变频器的常见故障原因有：

（1） 电动机不转，应检查的原因有：接线是否异常；输入端子是否有电或缺相；输入端子的电压是否

正常；有无异常显示；是否指令自然停车；频率设定是否异常；正、反转开关是否都接通；电动机负载是否太重。

（2） 电动机的转数不符或不稳，应检查的原因有：电动机的极数电压规格是否正常；频率设定范围是

否正常；电动机的端子电压是否太低；负载是否太重或负载变化是否太大。

变频器的故障大多属于软故障，变频器故障停止输出时将其显示出的故障代号与说明书列表中提供的内容相对照，可按其流程图逐一查找排除。如果确属硬件故障，再更换维修。变频器使用当中，良好的通风与很少的粉尘，能有效提高其使用寿命，所以应特别注意内部电路板的定期吹扫。

8、输煤系统工艺流程有哪几部分？各有哪些设备？

答：

输煤系统由卸煤、上煤、配煤和储煤四部分所组成。

卸煤部分为系统的首端，主要作用是接卸外来煤。卸煤机械有水路来煤的卸船机、铁路来煤的翻车机，螺旋卸车机、链斗卸车机、底开门车以及汽车卸煤机、装卸桥等。

上煤部分是系统的中间环节，主要作用是完成煤的输送、筛分、破碎和除铁等。上煤机械一般有带式输送机、筛煤机、碎煤机、磁铁分离器、给煤机和除尘器等。

配煤部分为系统的末瑞，主要作用是按运行要求配煤。配煤机械有犁式卸料机、配煤车，可逆配煤皮带机等。

储煤部分为系统的缓冲环节，其作用是掺配煤种并且调节煤量的供需关系，储煤机械一般为斗轮堆取料机、装卸桥、储煤罐（筒仓）等。

9、输煤程控系统的主要信号有哪些？

答：输煤程控系统对皮带机、挡板、碎煤机、除铁器、除尘器、给煤机、皮带抱闸、犁煤器等设备进行控制，各设备相关的主要信号有以下三种：

（1） 保护信号。有拉线、重跑偏、纵向撕裂、堵煤、打滑，控制电源消失、电动机过负荷，

皮带停电等。

（2） 监测报警信号。有运行信号、高低煤位信号、煤位模拟量信号，皮带轻跑偏信号；挡板

A位、B位、犁煤器抬位，犁煤器落位、犁煤器过负荷跳闸、煤仓高煤位、低煤位，控制电源消失信号、振动模拟量，温度模拟量等。

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（3） 控制信号。主系统启动信号、停止信号、音响信号、除尘器启停、除铁器启停、给煤机

启停、犁煤器抬起信号、落下信号等。

10、输煤系统防止煤尘二次飞扬的措施有哪些？

答：清除输煤系统地面的撒煤和设备表面上的煤尘，是十分辛苦的劳动。当前清扫的方式主要有两种：一种是湿式清扫法。即水力冲洗；另一种是干式清扫。即真空吸尘。从这两种清扫方式的应用效果来看，水冲洗清扫方式已为各电厂更多地采用。有不少电厂在煤仓层也成功地采用了水冲洗措施。而干式清扫正处于兴起阶段，它与水力清扫相比，立机设备初投资略高，管路系统设计、施工安装的要求较高，尤其对那些不宜水冲洗的部位有着不可替代的作用。从使用情况看，

干式清扫所花费的时间较水力清扫长，然而对于缺水地区仍是一种可取的措施。

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第七组

高级工程师（生产检修分支—焊接专业）

1. 依据DL/T869-2004规程，电建施工单位应向建设单位（电厂）移交哪些焊接技术资料？ 2. 某厂再热蒸汽管道为SA335P91，规格Φ417328，试述其现场焊接工艺及施焊要点，并绘制焊接热处理过程温度控制曲线。 3. 某厂主蒸汽管温度测点采用如下结构：

主蒸汽管：P91，Φ44834030-35°热电偶：0Cr18Ni12Mo2Ti热电偶焊缝主蒸汽管6.440150Φ448Φ38Φ41图1

运行过程中发生泄漏，后改为如下图结构，

主蒸汽管：P91，Φ44834030-35°热电偶：0Cr18Ni12Mo2Ti热电偶焊缝主蒸汽管40Φ448Φ38Φ41图2

请说出这两种焊接结构型式的优缺点。

4. 题3中，该主蒸汽管为SA335P91，规格为Φ448340；温度测点材质为0Cr18Ni12Mo2Ti，规格如图2示。试述现场焊接工艺措施。

5. 某厂除氧器为不锈复合钢板，其中基层材料为Q235A，厚12mm，覆层为1Cr18Ni9Ti，厚3mm，请叙述其焊接工艺流程。

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6. 对电厂常用的非奥氏体合金钢焊缝热处理后硬度有何要求？

7. 两块板厚为5mm，宽为500mm的钢板对接在一起，两端受28400N的拉力，该钢焊缝许用

’

拉应力[σt]为142MPa，试校核其强度。

8. 珠光体钢与马氏体钢焊接时的主要问题有哪些？ 9. 简述冷焊铸铁的工艺要点。

10. 设计焊接结构时应考虑哪些主要因素？

答案：(仅供参考)

1. 答：a) 焊接工程一览表；

b) 受监部件使用的焊接材料质量证件； c) 焊工技术考核登记表；

d) 焊接工艺评定项目的目录及应用范围统计表；

e) 主蒸汽、再热蒸汽、汽轮机导汽、主给水管道和锅炉一次门内的本体管道、管子焊接、热处理、焊接检验记录；

f) 受监焊口焊接、焊接热处理的质量检验报告和焊接热处理过程记录曲线。

2. 答：a) 焊接方法：GTAW+SMAW b) 坡口型式：双V型

c) 焊材选择：选用Φ2.4mmTGS-9CB焊丝(或TIG-R71)，Φ2.5、Φ3.2CM-9cb焊条(或R717)。

d) 保护气体：GTAW打底保护气体：Ar 流量10-13L/min，管内壁充氩保护，在管内壁焊口两侧250-300mm处贴两层用水溶纸，形成密封气室，用针孔装置从坡口向内侧气室内充氩，Ar流量20-30L/min。

e) 预热及热处理：升、降温速度≤150℃/h，温度再300℃以下可不予控制。

曲线图如下：

温度(℃)760±10℃2-2.5小≤150℃/min时≤150℃/min200-300℃缓冷200-250℃SMAW≤100℃≥1hPWHT时间(h)300℃GTAW

f) 施焊要点：

R717焊条的熔化金属流动性差，焊接时要特别注意防止夹渣的产生。每一条焊道要求焊的平整，避免死角。焊前坡口表面、焊道表面的焊渣、污物要清理干净，特别是坡口边

33

缘死角处嵌留的熔渣要清理干净，以保证焊缝融合良好，防止由于夹渣尖端的应力集中而引起裂纹的产生。运条时要保证坡口边缘充分熔合，防止出现死角，以避免产生未焊透和夹渣。

不允许在管壁上引弧，更不允许在焊件上任意打弧。

使用R717焊条时，收弧过快，极易产生弧坑裂纹，因此，要求收弧时电流逐渐衰减，熔池慢慢缩小，最后将弧坑填满。

一般均采用两人对称焊接，以减少焊接应力。将焊接位置错开，切忌两人同时焊到平焊位置，造成焊接温度局部过高，从而降低焊接接头的冲击韧性。

3. 答：图1中温度测点结构存在未焊透，应力集中较高，运行过程中极易产生裂纹。图2中温度测点采用焊透式结构，大大降低了应力集中，减少了裂纹出现的可能性。

4. 答：加工如图2所示的坡口，对坡口内外20mm范围内去除油污、锈迹等，对坡口内着色探伤，确保主蒸汽管上无裂纹。

a) 焊前预热：预热温度100-120℃。

b) TIG焊打底：根部采用钨极氩弧焊打底，氩弧焊丝选用AWS ERNiCr-3。 c) 层间及盖面层：采用手工电弧焊焊接。焊条采用AWS ENiCrFe-3(INCONEL182)镍基焊条，Φ3.2mm。焊条在使用前按要求烘干。现场使用时放在保温筒内，随用随取。

d) 施焊方法：采用多层多道焊，单层焊道厚度不能超过焊条直径。为了减少焊接应力，应采用冷焊方法进行焊接，在焊接过程中焊件温度应≤60℃，否则应待焊件冷却到60℃以下才能施焊，采用短弧操作，运条以窄道为宜，不要摆动，且要分段对称施焊，每段不应超过50mm长，且焊后需立即进行锤击（盖面层可不锤击）。收焊前必须把弧坑填满，层间焊渣必须清除干净，焊后免做热处理。焊缝高度不低于母材。

5. 答： a) 装配定位焊：应以覆层钢为基准对齐。定位焊一定要焊在基层面上，长度控制在10～30mm内。

b)焊接顺序：不锈复合钢板对接焊缝的焊接次序见下图。

首先焊接基层，采用J507焊条。

再在覆层不锈钢板一侧铲削成圆弧直至基层焊缝，并打磨干净，以防形成未焊透。

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然后焊接过渡层，其焊缝应熔化一层覆层不锈钢板，以起隔离作用。为减小基层金属对覆层焊缝金属的稀释作用，并补足焊接过程中合金元素的烧损，采用高Cr高Ni的A302(或A307)不锈钢焊条。

最后在过渡层上焊接覆层。覆层采用A132(或A137) 不锈钢焊条。

6. 答：a) 同种钢焊接接头热处理后焊缝的硬度，一般不超过母材布氏硬度值加100HB，且不超过下列规定：

合金总含量＜3%时，布氏硬度值≤270HB 合金总含量3%-10%时，布氏硬度值≤300HB 合金总含量＞10%时，布氏硬度值≤350HB

a) 异种钢焊接接头热处理后焊缝的硬度值应同时符合下列规定(以合金含量低侧母材的成分计算合金总含量)：

不超过高合金侧母材布氏硬度值+100HB 合金总含量＜3%时，布氏硬度值≤270HB 合金总含量3%-10%时，布氏硬度值≤300HB 合金总含量＞10%时，布氏硬度值≤350HB。

’

7. 解：由σ＝F/Lδ≤[σt]得σ＝284000/(53500) MPa ＝113.6 MPa＜142 MPa

’

答：σ＜[σt]，即焊缝满足使用要求。

8. 答：a) 淬硬倾向严重，马氏体钢具有明显的淬硬倾向，焊后易得到硬度很高的马氏体组织，使焊缝金属脆性增加。经高温过热，焊缝及熔合线附近晶粒急剧长大，加上焊接残余应力，极易形成冷裂纹。

b) 形成增碳层和脱碳层，为了提高马氏体钢的高温强度，常在这类钢中加入Mo、V、W等易形成碳化物的元素，从而在珠光体钢一侧导致碳的扩散，形成脱碳层，而马氏体一侧形成增碳层。

9. 答：a) 焊前应彻底清理油污，裂纹两端要打止裂孔，加工的坡口形状要保证便于焊补及减少焊件的熔化量。

b) 选择合适的最小电流焊接。 c) 采用较快焊速及短弧焊接。

d) 采用短段焊、断续焊、分散焊及焊后立即锤击焊缝工艺，以降低焊接应力，防止裂纹发生。

e) 选择合理的焊接方向及顺序。

f) 采用栽丝焊、加热减应法等特殊工艺。

10.答：a) 焊接接头应保证具有足够的强度和刚度，保证足够长的使用寿命。

b) 考虑焊接接头的工作介质和工作条件，例如温度、腐蚀、振动、疲劳等。 c) 大型结构件应尽可能减少焊前预热和焊后热处理的工作量。 d) 焊接件可不再需要或仅需少量机械加工。 e) 焊接工作量能减至最少。

f) 焊接结构的变形和应力减至最少小。

g) 易于施工，并为施工创造良好的劳动条件。

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h) 尽量采用新技术和机械化、自动化焊接，以提高劳动生产率。 i) 焊缝便于检验，确保接头质量。

第八组

高级工程师（生产检修分支—热力试验）

1. 燃料分析时通常分为哪几个基准? 锅炉性能试验的煤质全工业分析包含哪几项? 元素分析包含哪几项?

收到基、空气干燥基、干燥基、干燥无灰基

全水份、灰份、干燥无灰基挥发份、硫份、低位发热量 碳、氢、氮、氧、硫、水分、灰分

2. 进行汽轮机性能试验时温度套管、流量孔板在测量管道中布置有何要求？

管道内径D=200~500mm，温度套管插入深度为0.5D±5 mm，管道内径D≥500mm，温度套管插入深度为250mm；流量孔板安装位置要示上游大于5D，下游大于10D。

3. 转动设备振动测量的三要素？常用的振动测量有哪几种传感器？测量特点要求？

振动振幅或振速的测量；振动频率的测量；振动相位的测量； 主要有三种：速度传感器、电涡流传感器和加速度传感器 速度传感器测量振动频率在12Hz以上的振动体，其优点是安装方便，不需电源，其缺点是低频响应差。

电涡流传感器是非接触式传感器，优点是频响范围宽，低频特性好，稳定性强，其缺点为现现场安装麻烦并且抗干扰性能差。

加速度传感器主要用于测量低频振动，即低工作转速的旋转机械。

4. 写出锅炉反平衡热效率公式，并说明式中各参数含义？锅炉性能试验计算时如何对锅炉效率进行修正？ 锅炉效率η＝100-q2-q3-q4-q5-q6

排烟损失q2 可燃气体未完全燃烧热损失q3 固体未完全燃烧热损失q4 散热损失q5 灰、渣物理热损失q6

先进行环境温度修正，然后再进行给水温度偏差修正，最后进行

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煤种修正将燃料各组分及低位发热量设计值替代排烟损失计算公式中的试验值计算修正后的该项损失。

5. 锅炉冷态空气动力场试验目的？如何理解炉内假想切圆？其大小对锅炉运行有何影响？

所谓炉膛空气动力场主要指的是燃烧设备及炉膛内的空气（包括空气携带的燃料）以及燃烧产物的流动方向和速度值的分布状况。通过冷态空气动力场试验，可以直观地检查炉内气流的分布、扩散、扰动、混合等现象是否良好。锅炉运行的安全性、可靠性和经济性与炉膛空气动力场的好坏有着密切的关系。

四角布置的燃烧器四角射流沿切向进行炉内旋流区域所形成的假想切圆。切圆过大，煤粉着火条件好，炉膛气流充满程度好，水冷壁传热效果好，但易使气流贴壁引起结焦，影响燃烧器的安全，同时炉膛出口残余旋流过大，过热汽温易出现偏差。切

圆过小则反之，一般切圆略大一点。

6. 一些燃烧器四角布置锅炉在设计时为何将一、二次风设计成反切?

当燃烧器四角布置锅炉运行时，在炉膛内会产生旋转的烟气流，上升到炉膛出口时，烟气的余旋使两侧的烟温和流速存在较大的差别，即所谓的“扭转残余”。烟气的扭转残余会造成该区域受热面产生热偏差、结灰和结渣等，严重时造成管壁超温爆管。因此为减弱炉膛出口烟气的扭转残余，均匀炉膛出口烟气温度和流速分布，在设计时将一、二次风设计成反切。 7. 如何测量空气预热器漏风？

在空预器进、出口对烟气采用网格法取样测量，采用氧平衡法计算。根据所测得的氧量，按过剩空气系数公式计算：

21 α2-α1

α= ———— 漏风率= ————— 3 90% 21- O2 α1

8. 为什么要进行锅炉燃烧调整试验？试验中为什么要测量燃烧器区域的还原性气氛？

①确定燃煤对燃烧设备最适宜的可调参数；②在不同负荷下，燃料及空气的安全合理的供给方式；③不同负荷下炉膛的工况特性、各级受热面前后的工质特性；④不同负荷下的各项热损失及效率指标；⑤锅炉及其辅助设备耗电率特性及煤耗指标等。

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①了解燃烧器区域的燃烧状况②有利于调整各层一次风喷口风量及煤粉的分配③有利于调整各层二次风喷口风量分配④特别是有利于指导减少燃烧器区域高温腐蚀 9. 锅炉低负荷断油稳燃试验的要求？

低负荷断油稳燃试验是锅炉在不投油枪的情况下保证燃烧稳定、设备安全运行所达到的最低蒸发量。要求：各燃烧器燃烧稳定，着火距离适中，不烧火嘴，不结焦；根据煤种变化适时调整一、二次风配比、煤粉细度，保证炉内燃烧工况良好；调整过剩空气系数；使主蒸汽、再热蒸汽参数稳定；过热器、再热器壁温不超过设计允许壁温等。 10. 进行汽轮机效率计算时要进行哪些修正？根据凝汽机组汽轮机热力特性试验数据你能绘出哪些试验曲线？（要求不少于五种） 首先要修正到正常的热力系统和额定参数，进汽初参数温度、压力对流量的修正，对缸效的修正，各抽汽压力对缸效的修正，低压缸排汽压力对低压缸效的修正。

主汽门后压力与主汽流量关系曲线

高、中、低压缸相对内效率与进汽量关系曲线 主汽流量与电功率关系曲线 进汽温度对缸焓降修正曲线 主汽温度对焓降修正曲线 凝汽真空变化修正曲线

第九组

高级工程师（生产检修分支—工建工程专业）

1、现场质量检验的方法有哪几类?其主要内容包括哪些方面?

对于现场所用原材料、半成品、工序过程或工程产品质量进行检验的方法，一般可分为三类，即：目测法、检测工具量测法以及试验法。

(1)目测法：即凭借感官进行检查，也可以叫做观感检验。这类方法主要是根据质量要求，采用看、摸、敲、照等手法对检查对象进行检查。

(2)量测法：就是利用量测工具或计量仪表，通过实际量测结果与规定的质量标准或规范的要求相对照，从而判断质量是否符合要求。量测的手法可归纳为：靠、吊、量、套。 (3)试验法：指通过进行现场试验或试验室试验等理化试验手段，取得数据，分析判断质量情况。包括：1)理化试验；2)无损测试或检验。

2、施工过程中成品保护的措施一般有哪些?

(1)防护。就是针对被保护对象的特点采取各种防护的措施。 (2)包裹。就是将被保护物包裹起来，以防损伤或污染。 (3)覆盖。就是用表面覆盖的办法防止堵塞或损伤。 (4)封闭。就是采取局部封闭的办法进行保护。

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(5)合理安排施工顺序。主要是通过合理安排不同工作间的施工顺序先后以防止后道工序损坏或污染已完施工的成品或生产设备。

3、试说明建筑工程施工质量验收的基本规定。

(1)施工现场质量管理应有相应的施工技术标准，健全的质量管理体系、施工质量检验制度和综合施工质量水平评价考核制度，并做好施工现场质量管理检查记录。 (2)建筑工程施工质量应按下列要求进行验收：

1)建筑工程施工质量应符合建筑工程施工质量验收统一标准和相关专业验收规范的规定。 2)建筑工程施工应符合工程勘察、设计文件的要求。 3)参加工程施工质量验收的各方人员应具备规定的资格。 4)工程质量的验收应在施工单位自行检查评定的基础上进行。

5)隐蔽工程在隐蔽前应由施工单位通知有关方进行验收，并应形成验收文件。 6)涉及结构安全的试块、试件以及有关材料，应按规定进行见证取样检测。 7)检验批的质量应按主控项目和一般项目验收。

8)对涉及结构安全和使用功能的分部工程应进行抽样检测。

9)承担见证取样检测及有关结构安全检测的单位应具有相应资质。 10)工程的观感质量应由验收人员通过现场检查，并应共同确认。

4.试说明建筑工程施工质量不符合要求时应如何进行处理。 (1)经返工重做或更换器具、设备检验批，应重新进行验收。

(2)经有资质的检测单位鉴定达到设计要求的检验批，应予以验收。

(3)经有资质的检测单位鉴定达不到设计要求但经原设计单位核算认可能满足结构安全和使用功能的检验批，可予以验收。

(4)经返修或加固的分项、分部工程，虽然改变外形尺寸但仍能满足安全使用要求，可按技术处理方案和协商文件进行验收。

(5)通过返修或加固仍不能满足安全使用要求的分部工程、单位(子单位)工程，严禁验收。

5.工程质量事故处理的依据是什么? 工程质量事故处理方案确定的一般原则和基本要求是什么?

答：进行工程质量事故处理的主要依据有四个方面：质量事故的实况资料；具有法律效力的，得到有关当事各方认可的工程承包合同、设计委托合同、材料或设备购销合同以及监理合同或分包合同等合同文件；有关的技术文件、档案和相关的建设法规。 工程质量事故处理方案确定的一般处理原则是：正确确定事故性质，是表面性还是实质性、是结构性还是一般性、是迫切性还是可缓性；正确确定处理范围，除直接发生部位，还应检查处理事故相邻影响作用范围的结构部位或构件。其处理基本要求是：满足设计要求和用户的期望；保证结构安全可靠，不留任何质量隐患；符合经济合理的原则。

6.公开招标程序包括哪些步骤?

答：按照招标人和投标人参与程度，可将公开招标过程粗略划分成招标准备阶段、招标投标阶段和决标成交阶段。

(1)招标准备阶段主要工作。招标准备阶段的工作由招标人单独完成，投标人不参与。主要工作包括以下几个方面。

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1)选择招标方式。 2)办理招标备案。 3)编制招标有关文件。

(2)招标阶段的主要工作内容。该阶段从发布招标广告开始，到投标截止日期为止的时间。 1)发布招标广告。招标广告的作用是让潜在投标人获得招标信息，以便进行项目筛选，确定是否参与竞争。

2)资格预审。对潜在投标人进行资格审查，主要考察该企业总体能力是否具备完成招标工作所要求的条件。。

3)发售招标文件。招标文件通常分为投标须知、合同条件、技术规范、图纸和技术资料、工程量清单几大部分内容。

4)现场考察。招标人在投标须知规定的时间组织投标人自费进行现场考察。 5)解答投标人的质疑。

(3)决标成交阶段的主要工作内容。从开标日到签订合同这一期间称为决标成交阶段，是对各投标书进行评审比较，最终确定中标人的过程。

1)开标。在投标须知规定的时间和地点由招标人主持开标会议，所有投标人均应参加，并邀请项目建设有关部门代表出席。

2)评标。评标是对各投标书优劣的比较，以便最终确定中标人，由评标委员会负责评标工作。大型工程项目的评标通常分成初评和详评两个阶段进行。 a.初评。 b.详评。c.评标报告。

3)定标。确定中标人前，招标人不得与投标人就投标价格、投标方案等实质性内容进行谈判。

中标人确定后，招标人向中标人发出中标通知书，同时将中标结果通知未中标的投标人并退还他们的投标保证金或保函。中标通知书对招标人和中标人具有法律效力，招标人改变中标结果或中标人拒绝签订合同均要承担相应的法律责任。

7、投标书内如有下列情况之一，即视为投标文件对招标文件实质性要求和条件响应存在重大偏差，应于淘汰。 答：（i）没有按照招标文件要求提供投标担保或者所提供的投标担保有瑕疵； （ii）没有按照招标文件要求由投标人授权代表签字并加盖公章；

（iii）投标文件记载的招标项目完成期限超过招标文件规定的完成期限； （iv）明显不符合技术规格、技术标准的要求；

（v）投标文件记载的货物包装方式、检验标准和方法等不符合招标文件的要求； （vi）招标人不能接受的条件；

（vii）不符合招标文件中规定的其他实质性要求。

8.设计交底的目的和主要内容是什么?

答：设计交底是指在施工图完成并经审查合格后，设计单位在设计文件交付施工时，按法律规定的义务就施工图设计文件向施工单位和监理单位做出详细的说明。其目的是对施工单位和监理单位正确贯彻设计意图，使其加深对设计文件特点、难点、疑点的理解，掌握关键工程部位的质量要求，确保工程质量。

施工图设计文件总体介绍，设计的意图说明，特殊的工艺要求，建筑、结构、工艺、设备等各专业在施工中的难点、疑点和容易发生的问题说明，对施工单位、监理单位、建设单位等对设计图纸疑问的解释等。

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9、 图纸会审一般包括的主要内容有哪些方面? 答： 图纸会审一般包括的主要内容：

(1)是否无证设计或越级设计；图纸是否经设计单位正式签署。 (2)地质勘探资料是否齐全。

(3)设计图纸与说明是否齐全，有无分期供图的时间表。 (4)设计地震烈度是否符合当地要求。

(5)几个设计单位共同设计的图纸相互间有无矛盾；专业图纸之间、平立剖面图之间有无矛盾；标注有无遗漏。

(6)总平面与施工图的几何尺寸、平面位置、标高等是否一致。 (7)防火、消防是否满足要求。

(8)建筑结构与各专业图纸本身是否有差错及矛盾；结构图与建筑图的平面尺寸及标高是否一致；建筑图与结构图的表示方法是否清楚；是否符合制图标准；预埋件是否表示清楚；有无钢筋明细表；钢筋的构造要求在图中是否表示清楚。 (9)施工图中所列各种标准图册，施工单位是否具备。

(10)材料来源有无保证，能否代换；图中所要求的条件能否满足；新材料、新技术的应用有无问题。

(11)地基处理方法是否合理，建筑与结构构造是否存在不能施工、不便于施工的技术问题，或容易导致质量、安全、工程费用增加等方面的问题。

(12)工艺管道、电气线路、设备装置、运输道路与建筑物之间或相互间有无矛盾，布置是否合理。

(13)施工安全、环境卫生有无保证。 (14)图纸是否符合监理大纲所提出的要求

10、建设工程的投资、进度、质量目标是什么关系?如何理解?

答：建设工程投资、进度(或工期)、质量三大目标两两之间存在既对立又统一的关系。对此，首先要弄清在什么情况下表现为对立的关系，在什么情况下表现为统一的关系。从建设工程业主的角度出发，往往希望该工程的投资少、工期短(或进度快)、质量好。如果采取某种措施可以同时实现其中两个要求(如既投资少又工期短)，则该两个目标之间就是统一的关系；反之，如果只能实现其中一个要求(如工期短)，而另一个要求不能实现(如质量差)，则该两个目标(即工期和质量)之间就是对立的关系。

第十组

高级工程师（环境保护分支）

1、燃煤排放的主要污染物有那些？简要阐述SO2对人类生存环境的危害。

答：主要污染物有：粉尘、硫氧化物（大部分为SO2 ，极少数为SO3）、氮氧化物（NOx）及二氧化碳(CO2)。

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SO2对人类带来的最严重的问题是酸雨，会使湖泊变成酸性，导致水

生生物死亡，使土壤酸化和贫瘠化，农作物及森林生长减缓。SO2达到一定浓度后，就会对人、动物造成危害，使呼吸道发生炎症或加重呼吸器官的疾病。SO2可被吸附在建筑物材料的表面，会使金属设备、建筑物等遭受腐蚀，大大降低其使用寿命。

2、简述火电厂脱硫的种类并间要说明。

答：按反应物质的状态分，脱硫技术可分为干法（DFGD）、湿法（WFGD）、半干法（SDFGD）和硫氮联脱法等。脱硫剂和脱硫生成物均为干态的脱硫技术称为干法，炉内喷钙、循环流化床锅炉添加石灰石以及电子束辐照法均属于干法；脱硫剂和脱硫生成物均为湿态的脱硫技术称为湿法，湿法技术有上百种，如石灰石(石灰)－石膏法、氧化镁法、氨法和海水法等；脱硫剂为湿态、脱硫产物为干态的为半干法（也有在干态下脱硫、湿态下处理脱硫产物的半干法工艺），半干法技术主要指旋转喷雾干燥法。

3、简要阐述石灰石湿法烟气脱硫技术的特点。

答：石灰石是大规模烟气脱硫较为有效、谦价的理想的吸收剂之一，用石灰石制成的吸收剂浆液与烟气接触来进行脱硫反应，在国内外火电厂烟气脱硫中得到了最广泛的应用。

烟气脱硫是指脱除烟气中的SO2，石灰石湿法烟气脱硫工艺对SO2的脱除率通常可达到95%以上，同时也脱除一定的SO3对和50%~75%的灰尘。 石灰石湿法脱硫装置比较复杂，初投资较高，运行费用较高，但对煤种的适应性强，对现有锅炉系统没有显著的影响。

会产生脱硫副产品，所以必须考虑脱硫产物的有效回收与处理，防止二次污染。

4、影响石灰石湿法烟气脱硫效率的主要因素有那些？

答：石灰石湿法烟气脱硫工艺涉及到一系列的物理和化学过程，脱硫效率取决于多种因素，主要的影响因素包括：

① 吸收塔入口烟气参数，如烟气温度、SO2浓度、氧量； ② 石灰石的品质、消溶特性、纯度和粒度分布等；

③ 运行因素，如浆液浓度、浆液的PH值、吸收液的过饱和度、液气比L/G

等。

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5、石灰石湿法烟气脱硫装置主要由那些系统构成？简述SO2吸收系统的工作过程并说明由那些主要设备构成。 答：主要由以下几个系统构成： ① 石灰石浆液制备系统； ② 烟气系统；

③ SO2吸收系统。通过石灰石浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸产物，

氧化空气将其氧化，并以石膏的形式结晶析出，同时，由除雾器将烟气中的液滴除去。主要设备包括吸收塔、石灰石浆液循环泵、氧化风机、喷淋设备、除雾器等。 ④ 石膏脱水及储存系统。 ⑤ 废水处理系统。 ⑥ 公用系统。 ⑦ 事故浆液排放系统。 ⑧ 电气与监测控制系统。

6、石灰石湿法脱硫装置中结垢的种类有那几种，结垢的主要部位在何处，如何防止？

答：产生的结垢大致有3种形式：

① 灰垢，其主要成分是灰分和CaSO4，在吸收塔入口干湿交界处十分明显。 ② 石膏垢，当吸收塔内的石膏过饱和度大于140%时，溶液中的CaSO4就

会在吸收塔内各组件表面析出结晶形成石膏垢，吸收塔壁面及循环泵入口、循环泵入口、石膏泵入口的两侧就是此类垢。

③ 软垢，当浆液中的亚硫酸钙浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶析出，形

成的结晶产物，称为软垢，在吸收塔内各组件表面逐渐长大形成片状的垢层。 防止结垢的对策：

① 制氧化技术是防止系统结垢的有效措施，将亚硫酸钙的氧化率控制在小

于15%或大于95%。

② 增大液气比也是防止系统结垢的重要技术措施，可以稀释固体沉积物，

但这会造成过高的动力消耗，因此，在设计上要选用适当的液气比。 ③ 采用工业水冲洗容易结垢的部件，如除雾器、GGH等，是常用的防止

结垢的措施。

④ 选择内部结构简单的吸收塔，采用结构简洁的喷嘴和除雾器以及适宜的

浆液和烟气流速，也是防止结垢的重要方法。

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⑤ 采用适宜的管道倾斜度，选择适宜的管内浆液流速，避免过度弯曲及积

留浆液，在有积液停留的部位设置排放口，可以有效地防止管道结垢。

7、吸收塔浆液的PH值一般控制在什么范围内？简述PH值控制的目的及影响它的因素。

答：吸收塔内的石灰石浆液PH值在一定范围内时，PH值增大，脱硫效率提高，PH值降低，脱硫效率随之降低，通常，浆液PH值应维持在5.0~5.8范围内。

吸收塔内浆液PH值是由送入脱硫吸收塔的石灰石浆液的流量来进行调节与控制的，其控制的目的是获得最高的石灰石利用率、保证预期的SO2脱除率及提高脱硫装置适应锅炉负荷变化的灵活性。吸收塔内浆液PH值是湿法烟气脱硫系统中最主要、也是相对较复杂的控制回路。

影响PH值变化或波动的主要因素为烟气量与烟气中SO2的浓度，还有石灰石浆液的浓度和供给量等。

8、为何要对增压风机压力（流量）控制，采用什么信号作为控制的前馈与反馈信号？

答：为了克服脱硫装置所产生的额外压力损失，通常需要增设一台独立的增压风机，由于锅炉负荷的变化，流过脱硫装置的烟气量及其造成的压力损失也随之变化，因此，需要设置专门的控制回路来控制增压风机的叶片调节机构，以控制脱硫装置进口烟道的压力值。

增压风机压力（流量）控制回路采用复合控制系统。为了跟踪锅炉负荷的变化，采用锅炉负荷作为控制系统的前馈信号，采用增压风机入口烟道压力测量值作为反馈信号。将压力测量值与不同锅炉负荷下的设定值进行比较，得到的差值信号与锅炉负荷信号相叠加，前馈与反馈控制共同作用产生一个调节信号，来控制增压风机的叶片调节机构，使增压风机入口烟道压力值维持在设定值。

9、石灰石湿法烟气脱硫装置性能试验的主要目的是确定那些内容？ 答：主要目的是确定以下内容： ① SO2脱除率； ② 钙硫摩尔比；

③ 电能、热能、机械能的消耗量； ④ 耗水量和水质；

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⑤ 石灰石用量及品质；

⑥ 脱硫废弃物/副产品的产量及品质；

⑦ 其它性能指标：GGH漏风率，HCL、HF与SO3等脱除率，烟气温度及

粉尘含量，负荷变化率，有关的环保指标等。 ⑧ 试验结果的不确定度分析。 10、

试述锅炉排烟SO2浓度超过FGD装置设计允许值时的故障现象、原因及处理措施。

答：故障现象表现为：

① 原烟气SO2浓度超过FGD装置设计允许值；

② 吸收塔供浆调节阀长时间自动全开，流量达到最大值； ③ 吸收塔内浆液PH值下降；

④ 净烟气SO2浓度超过FGD装置设计保证值，脱硫效率下降； ⑤ 吸收塔内浆液密度增大，石膏脱水系统长时间运行，脱水效果差。 原因：锅炉燃煤含硫量过高，导致排烟SO2浓度超过FGD装置设计允许值。

处理措施：

① 当原烟气SO2浓度超过设计允许值时，开启旁路挡板门。根据原烟气

SO2浓度情况，调整增压风机静叶开度，在保证系统稳定的前提下，尽可能使较多流量的烟气通过FGD装置；

② 当原烟气SO2浓度降低至FGD装置设计值时，关闭旁路挡板门。

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