集控值班员取证考试复习资料题库(答案)

集控值班员取证考试复习资料

集控运行复习题（填空）

填空：

1凝汽式电厂的单元机组按压力的不同可分为（亚临界）、（超临界）、（超超临界机组）。

2凝汽器根据冷却介质的不同又可分为（湿冷）机组和（空冷）机组。

3单元机组中的锅炉有（汽包锅炉）和（直流锅炉）两种，制粉系统有（中间储仓式）和（直吹式）

两种，燃烧方式主要可分为（四角切圆燃烧）和（对冲燃烧）。

4水蒸汽的临界压力为（22.12）MPa、临界温度为（374.15）

5空冷系统有（直接空冷系统）、（带混合式凝汽器的间接空冷）系统和（带表面式凝汽器的间接

空冷）系统。

6自然循环锅炉的汽水流动主要依靠（下降管内水的平均密度与水冷壁内汽水混合物的平均

密度差）而进行，由于它们的密度差造成一定的流动压头，从而使蒸发受热面内工质达到往

复循环流动。

7直流锅炉的循环倍率为（1）。

8超临界600MW机组与亚临界600MW机组相比效率约提高（2%~3%）,煤耗约降低（8~

10g/kWh）。

9为保护高压排汽端，避免高压排汽温度过高，高压调节级后压力与高压缸排汽压力之比要

大于（1.7）,高压缸排汽温度不大于（427）

10超临界直流锅炉启动时要求保证从启动到MCR全过程的安全性，防止亚临界参数下的（膜

态沸腾）和超临界参数下的（管壁超温）以及沿宽度方向上的（温度偏差）。

11凝汽式单元机组中的锅炉按其工质的流动方式可分为（汽包锅炉）和（直流锅炉），汽包锅

炉又可分为（自然循环炉）和（控制循环炉）。

12600MW机组锅炉的制粉系统基本上采用（直吹式）制粉系统。

13直流锅炉汽温调节的主要方式是调节（燃料量/给水量）之比，辅助手段是（喷水减温）或

（烟气侧调节）。以分离器中（中间点温度）作为超前信号。

14直流锅炉低负荷运行时，给水流量和压力降低，受热面入口的工质欠蛤增大，容易发生（水

动力不稳定）。为防止（水动力不稳定性）的发生，水冷壁入口需要安装节流圈，使受热强的

管子内的工质流量增大，并改变省煤段和蒸发段的阻力比值。

15变压运行的超临界参数直流锅炉，在亚临界压力低干度区可能出现（膜态沸腾）；在近临

界压力高干度区一定出现（蒸干）现象；在超临界压力范围内可能出现（类膜态沸腾）。

16超临界参数直流锅炉启停速度和变负荷速度受过热器出口集汽联箱的（热应力）限制，但

主要限制因素是汽轮机的（热应力）和（胀差）。

17亚临界参数到超临界参数转变中，对机组效率的影响主要来自于（压力）的提高；而从超

临界参数到超超临界参数的转变中，（温度）的提高对于机组效率的影响要比（压力）提高的

影响大得多。

18汽轮机所能发出的最大功率主要决定于通过汽轮机的（最大流量），而汽轮机的（最大流量）

又决定于末级叶片的（通流能力）。

19大容量汽轮机背压在4.4~5.4kPa的范围内，背压每变化lkPa热耗率就变化（0.7%）。

20汽轮机叶片的（阻尼）和（刚度）是控制叶片颤振的两个主要参数。

21锅炉一、二次风率的大小主要由（燃料特性）决定。

22超临界压力锅炉启动时要有一定的启动流量，原则上在可靠冷却前提下质量流量尽量选

得小些，通常为（25%-35%）MCR„

23直流锅炉要求的给水品质高，在启动阶段要对锅炉的受热面及汽水系统管道应进行化学

清洗，避免（Fe2O3）等固体颗粒对汽轮机动叶片和静叶片造成侵蚀。

24发电机进相运行时，要防止发生（定子端部）过热。

25直接空冷式汽轮机以如下6个特征工况点作为其特征：设计工况点功率Na、年平均功率

N、额定出力点c的功率Nr、阻塞背压点d的连续最大功率Nm、裕量特征点e的最大计算

功率No、安全工况点f的最小功率Nf,其功率大小排列次序为：（No>Nm>Na>N>Nr>

Nf）。

26汽轮机组的高中压缸采用双层缸结构，在夹层中通入（压力和温度）较低的蒸汽，以减小

多层汽缸的（内外温差）和（热应力）。

27锅炉的化学清洗一般分为（酸洗）、（碱洗）两种。

28过热器的热偏差主要是受热面（吸热不均）和蒸汽（流量不均）、及设计安装

时（结构不均）所造成的。

29空气预热器的作用是利用锅炉尾部烟气的（余热）加热燃烧用的（空气）。

30省煤器的作用是利用锅炉尾部烟气的（余热）加热锅炉（给水）。

31自然循环锅炉水冷壁引出管进入汽包的工质是（汽水混合物）.

32直流锅炉水冷壁的流动阻力全部要靠给水泵来克服，水冷壁阻力约占全部阻力的（25%~

30%）.

33直流锅炉启动时约有（30%）额定流量的工质经过水冷壁并被加热，为了回收启动过程的

工质和热量，并保证低负荷运行时水冷壁管内有足够的（最小质量流速），直流锅炉需要

设置专门的（锅炉启动系统）。

34直流锅炉系统中的汽水分离器在低负荷时起（汽水分离）作用并维持一定的水位，在高负

荷时切换为（纯直流运行），汽水分离器做为（通流承压部件）。

35直流炉为了达到较高的重量流速，必须采用（小）管径水冷壁。

36直流炉热惯性小，使快速启停的能力进一步提高。但使水冷壁对热偏差的敏感性增强。

当煤质变化或炉内火焰偏斜时，各管屏的热偏差（增大），进而导致工质流动不稳定或（管

壁超温）。

37直流炉低负荷运行时，由于给水流量降低，水冷壁流量分配（不均匀性增大）；压力降

低，汽水比容（变化增大）。

38600MW汽轮机在低压排汽缸上布置喷水减温装置的目的是防止（排气缸过热），运行中可

能产生的隐患是（末级叶片水蚀）。

39超临界600MW机组可采用定压运行、滑压运行及定一滑一定等多种运行模式.一般来说,

滑压起始点由锅炉（最低不投油稳燃）压力确定，终止点则可根据机组经济性来决定。

40发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕组（水内冷）、（定子铁心及端部结构件）氢气表

面冷却、转子绕组为（气隙取气、径向斜流）式氢内冷。

41发电机转子由（转轴）、（转子绕组）、转子绕组的电气连接件、护环、中心环、风扇、

联轴器和（阻尼系统）等部件组成。

42发电机型号QFSN-600-2所代表的意义是QF—（汽轮机拖动的发电机）；S-（定子绕组

水内冷）；N-（转子绕组氢内冷）；600-（额定功率600MW）;2-（极数为2,即一对

极）。

43发电机的有功负荷除受（负荷曲线）及（机、炉工况）限制外，还必须控制运行参数在

（P-Q曲线）的限额范围内。

44发电机氢气进风温度一般运行在（40~48"C）之间，其温度应低于发电机对应的（进水

温度），氢气进风温度低于（40℃）或高于（50℃）报警。

45

46（铁芯）和（绕组）是变压器进行电磁能量转换的有效部分，称为变压器的器身。

47变压器油在变压器中起到（冷却介质和散热）和（绝缘介质）的作用。#10变压器油表

示（其凝固点是T0℃）。

48油浸式变压器按照冷却方式可分为以下几类：（油浸自冷式）、（油浸风冷式）、（强

迫油循环风冷式）、（强迫油循环水冷式）等。

49变压器冷却器与油泵之间的流量指示器，其内部的叶片转动是利用磁耦合器传输给外部

指针，以指示油流的（流量）和（方向）。

50离相封闭母线是一种密闭管道，当停机或空气湿度大时，其内部容易产生（结露）现象,

从而降低母线的（绝缘性能），甚至可能诱发单相接地事故，给电厂的安全运行带来隐患。

51从电厂投资以及运行热经济性角度考虑，现阶段超超临界机组采用（一次）再热比较适

宜.

52大容量机组的布置有单轴式和双轴式，随着国内外汽轮机制造业的不断发展，已逐步统

一向（单轴）方向发展。

53按传热方式不同，回热加热器可分为（表面式）和（混合式）两种。

54备用冷油器的进口油门（关闭），出口油门（开启），冷却水入口门（关闭），出口门（开

启）、油侧排空门开启，见油后关闭。

55泵的汽蚀余量分为（有效汽蚀余量）、（必须汽蚀余量）.

56泵的种类有（往复式）、（齿轮式）、（喷射式）和（离心式）等。

57表面式凝汽器主要由（外壳）、（水室端盖）、（管板）、以及（冷却水管）组成.

58采用给水回热循环，减少了凝汽器的（冷源损失）。

59初压力越（高），采用变压运行经济性越明显。

60除氧器按运行方式不同可分为（定压运行）、（滑压运行）。

61除氧器为混合式加热器，单元制发电机组除氧器一般采用（滑压运行）。

62大机组的高压加热器因故不能投入运行时，机组应相应（降低）出力。

63大型机组充氢一般采用（中间介质置换法）。

64当离心泵的叶轮尺寸不变时，水泵的流量与转速（一）次方成正比，扬程与转速（二）

次方成正比

65换热的基本方式有（导热）、（对流）、（辐射）。

66回热循环的热效率，随着回热级数的增加而（增加）.

67火力发电厂典型的热力过程有（等温过程）、（等压过程）、（等容过程）和（绝热过

程）.

68火力发电厂中的汽轮机是将（热能）转变为（机械能）的设备。

69若给工质加入热量，则工质嫡（增加）.若从工质放出热量，则工质病（减小）.

70提高机组（初参数），降低机组（终参数）可以提高机组的经济性。

71用中间再热循环可提高蒸汽的终（干度），使低压缸的蒸汽（湿度）保证在允许范围内。

72汽轮机叶顶围带主要的三个作用是增加（叶片刚度）、调整（叶片频率）、防止（级间

漏汽）。

73主汽阀带有预启阀，其作用是降低（阀碟前后压差）和机组启动时控制（转速）和（初

负荷）。

74汽机油循环倍率是指1小时内在油系统中的循环次数，一般要求油的循环倍率在（8-

10）的范围内。

75加热器的端差是指（蒸汽饱和温度）与加热器（出水温度）之间的差值。

76抗燃油是被用来作为（调节系统）用油的。

77有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400-600"C,该表的允许误差是（土

1℃）。

78对中间再热机组各级回热分配，一般是增大高压缸排汽的抽汽，降低再热后第一级抽汽

的压力，这样做的目的是（减少给水回热加热过程中不可逆损失）。

79机组带部分负荷运行，为提高经济性，要求（部分）进汽，即（顺序阀）控制方式。

80（热效率）是热力循环热经济性评价的主要指标。

81流体在管道中的压力损失分（沿程压力损失）、（局部压力损失）。

82汽轮机在开停机过程中的三大热效应为热（应力）、热（膨胀）和热（变形）。

83直流锅炉没有（排污能力），正常运行时要保证汽水品质。

84朗肯循环的工作过程是：工质在锅炉中被（定压加热）汽化和（过热）的过程；过热的

蒸汽在汽轮机中（等病膨胀作功）；作完功的乏汽排入凝汽器中（定压凝结）放热，凝

结水在给水泵中绝热（压缩）。

85纯凝汽式发电厂的总效率为锅炉效率、管道效率、（汽轮机相对内效率）、（循环热效

率）、机械效率、（发电机效率）等项局部效率的乘积。

86在能量转换过程中，造成能量损失的真正原因是传热过程中（有温差传热）带来的不可

逆损失。

87汽轮机机械效率是汽轮机输给发电机的（轴端）功率与汽轮机（内）功率之比。

88其它条件不变，提高朗肯循环的初温，则平均吸热温度（提高），循环效率（提高）。

89所谓配合参数，就是保证汽轮机（排汽湿度）不超过最大允许值所对应的蒸汽的（初温

度）和（初压力）。

90提高蒸汽初温度受（动力设备材料强度）的限制，提高蒸汽初压力受（汽轮机末级叶片

最大允许湿度）的限制.

91再热机组旁路系统实际上是再热单元机组在机组（启）、（停）或（事故）情况下的一

种（调节）和（保护）系统。

92影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有（汽压），（汽温），真空度，

（给水温度），汽耗率，循环水泵耗电率，高压加热投入率，凝汽器（端差），凝结水（过

冷度），汽轮机热效率等。

93火力发电厂的汽水损失分（内部损失）和（外部损失

94千度等于（干饱和蒸汽）的质量与（整个湿蒸汽）的质量的比值。

95在汽轮机中根据汽封所处的位置可分为（轴端）汽封、（隔板）汽封和围带汽封。

96等离子点火技术的基本原理是以大功率（电弧）直接点燃（煤粉）。

97影响等离子点火器点火的因素主要有（煤粉浓度）、（一次风速）、（空气介质的质量）、

（煤质）、（点火能量）。

98超临界直流锅炉水平烟道内按照烟气流动方向，依次布置了（高温再热器）和（高温过

热器）。

99超临界直流锅炉末级过热器受热面（逆）流布置，高温再热器受热面（顺）流布置。

100引风机调节方式为（电动入口静叶）调节，送风机调节方式为（液压动叶）调节.

101等离子点火技术的基本原理是（以大功率电弧直接点燃煤粉）.

102等离子燃烧系统由（点火系统）和（辅助系统）两大部分组成.

103吹灰控制系统有四种状态：（模拟、自动、远操、近操）.

104运行中影响煤粉细度的因素主要是（煤质）、（磨煤出力）、（风量）、（碾磨压力）

和（分离器挡板开度），煤粉细度的调整主要是通过改变（分离器的折向挡板开度）来完

成的。

105预热器的漏风分（直接漏风）和（携带漏风）两种.

106锅炉风烟系统按（平衡通风）设计，系统的（平衡点）发生在炉膛中，空气侧的系统部

件设计为（正压运行），烟气侧系统部件设计为（负压运行）

107风烟系统包括（风系统）和（烟气系统），风系统包括（一次风系统）、（二次风系统）、

（密封风系统）、（火检冷却风系统）。

108预热器进口联络风道主要是为了（平衡两台送风机出口风压），预热器出口联络风道主

要是为了（平衡两侧大风箱的风压）。

109煤粉燃烧过程中生成NOX三种机理（热力型）、（瞬间型）、（燃料型）.

110千度等于（干饱和蒸汽）的质量与（整个湿蒸汽）的质量的比值。

111发电机正常运行频率应保持在（50）Hz,允许变化范围为（±0.2）Hz,可以按额定容量

连续运行.频率变化时，定子电流、励磁电流及各部分温度不得超过（额定值。）。

112除氧器在滑压运行时易出现（自生沸腾）和（返氧现象）.

113除氧器在运行中，由于（机组负荷）、（蒸汽压力）、（进水温度）、（水位变化）都会影响除

氧效果。

114除氧器在运行中主要监视（压力）、（水位）、（温度）、（溶氧量）。

115当汽轮发电机组达到某一转速时，机组发生剧烈振动，当转速离开这一转数值时振动迅

速减弱以致恢复正常，这一使汽轮发电机组产生剧烈振动的转速，称为汽轮发电机转子的

（临界转速）。

116在汽轮机中根据汽封所处的位置可分为（轴端）汽封、（隔板）汽封和围带汽封.

117按控制系统组成的内部结构不同，可分为（开环控制系统）、（闭环控制系统）和（复

合控制系统）

118在各类控制系统中，热工生产过程中应用最广泛、最基本的是（线性）、（闭环）、（恒

值）控制系统。

119顺序控制装置必须具备必要的（逻辑判断）能力和（连锁保护）功能。

120汽轮机自动保护主要有（超速保护）、（润滑油压低保护）、（轴向位移保护）、（胀

差保护）、（低真空保护）、（振动保护）等。

121目前，大功率机组多采用机组寿命管理法，根据转子热应力的大小，来确定（升/降速）

的速率.

122汽轮机监测显示系统主要对汽机（振动）、（串轴）、（张差）等起到监测显示作用。

123对于一种确定的汽轮机，其转子汽缸热应力的大小主要取决于（转子或汽缸内温度分布）。

124汽轮机发生水冲击的原因：锅炉（满水）或蒸汽（大量带水），并炉不妥，暖管疏水不

充分，高压加热器（管束泄漏）而保护装置未动作，抽汽逆止门不严等。

125DEH装置具有的基本功能有：一是（转速和功率控制）、二是（阀门试验和阀门管理）、

三是（运行参数监视）、四是（超速保护）、五是（手动控制）。

126任何情况下，只要汽轮机转速n>103%立即关闭（高压调门）和（中压调门）。

127锅炉发生严重缺水时，此时错误的上水，会引起水冷壁及汽包产生较大的（热应力），

甚至导致（水冷壁爆破）。

128炉膛压力低保护的作用是（防止炉膛内爆）。

129规程规定汽包上下及内外壁温差不超过40度，其目的是（防止汽包产生过大的热应

力）。

130发电机逆功率保护，用于保护（汽轮机）.

131发电机定时限过负荷保护反映发电机（定子电流）的大小。

132电力系统中，内部过电压按过电压产生的原因可分为：（操作）过电压，（弧光接地）

过电压，（电磁谐振）过电压。

133在保护范围内发生故障，继电保护的任务是：（自动）的，（迅速）的、（有选择）的

切除故障。

134发电机突然甩负荷后，会使端电压（升高），使铁芯中的（磁通）密度增加，导致铁芯

损耗（增加）、温度（升高）。

135相差动高频保护在线路两端的电流相位（相同）或线路两端电流相位在（动作角）范围

内时，保护装置将动作跳闸。

136相差动高频保护在线路两端的电流相位差（180。）或线路两端电流相位在（闭锁角）范

围内时，保护装置不动作。

137运行中的高频保护不允许单独一侧将其保护的（直流电源）断开。

138变压器如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯保护改为（信号），而必须迅速

采取（停电）措施。

139发电机着火时，发电机定子冷却水（不应中断），当火熄灭时，发电机转子应维持较长

时间（盘车），防止转子变形。

140DCS系统的主要控制器应采用（冗余）配置。DCS系统电源设计应有可靠的（两）路

供电电源。

141常见的协调控制方式有以锅炉跟随为基础的（协调控制BFCOORD）,以汽机跟随为基础

的（协调控制TFCOORD）、和（综合型协调控制）方式3种。

142单元机组运行的主要控制方式有（基础控制方式BASEMODE）（锅炉跟随方式BF）（汽

机跟随方式TF）（机炉协调方式COORD）。

143主燃料跳闸简称（MFT）,是BMS系统中主要的保护功能。

144燃烧管理器简称（BMS）,是600MW等大型火力机组锅炉必须配置的（监控）系统。

145甩负荷快速返回简称（FCB）,其实质是在发电机出口断路器跳闸或汽轮机突然甩负荷时，

保持锅炉以最小负荷运行或带厂用运行，实现停机不停炉。

146之所以要设置V/Hz限制，是因为（电压升高）或（频率降低）都将使工作磁通密度增加，

工作磁通密度增加使励磁电流增加，特别是在（铁芯饱和）的情况下，励磁电流将急剧增

力口。

147主汽阀与再热调节阀用来控制机组从冲转到（2900r/min）转速时通过的汽流流量，高压

调节阀用来调节机组从（2900r/min）转速到同步转速和整个负荷范围控制时进入高压缸的

汽流流量。

148DEH基本运行方式：（汽轮机自启动方式），（遥控方式），（操作员自动方式），（自

动同步方式），（手动控制方式）。

149MEH运行方式：（锅炉自动控制方式），（转速自动控制方式），（手动控制方式），（紧

急手动方式）。

150超临界汽轮发电机的汽机保护系统包括：（危急遮断ETS）系统，（机械超速及手动跳闸）

系统，（DEH保护动作）系统。

151机组甩去全负荷，调节系统应能保证转速在（危急保安器动作转速）以下。

152锅炉主蒸汽压力调节系统的作用是通过调节燃料量，使锅炉蒸汽量与汽轮机耗汽量相适

应，以维持（汽压）的恒定。

153DCS的软件系统包括（管理操作系统）、（数据库系统）和一系列模块化功能软件。

154比例调节器调节过程结束后被调量必然有（稳态误差），故比例调节器也叫有差调节器。

155积分调节过程容易发生振荡的根本原因是积分调节作用产生（过调），积分Ti愈小，积分

作用愈强，愈容易产生振荡。

156对随机组运行的主要热工仪表及控制装置应进行现场运行质量检查，其周期一般为（三

个）月。

157单元机组协调控制系统中，为加快锅炉侧的负荷响应速度，可采用（前馈）信号。

158运行中的调节系统应做（定期）试验。

159一次调频是指利用调速器对（汽轮机转速）进行调节，进而调节（频率）的过程。

160分散控制系统的主要功能包括4个部分：（控制功能）、（监视功能）、（管理功能）和（通信

功能）。

161在安全门保护回路中，为保证动作可靠，一般采用两个压力开关的常开接点（串联）接法。

162热工保护联锁信号投入前，应先进行（信号状态）检查，确定对机组无影响时方可投入。

163热工温度自动控制系统内测温传感器主要使用（热电偶）和（热电阻）。

164闭环调节系统一定是（反馈）调节系统。

165按系统的特性分，有（线性调节）系统和（非线性）调节系统。

166自动控制系统由控制（设备）和控制（对象）构成。

167在引风控制系统中，引风机的（风门挡板）是调节机构。

168衰减率。=0,调节过程为（不振荡）过程.

169自动调节系统环节之间有三种基本的连接方式：（串联）、（并联）和（反馈）。

170Tsi汽轮机监测显示系统主要对汽机（振动）、（串轴）、（胀差）等起到监测显示作用。

171汽轮机调节系统中传动放大机构的输入是调速器送来的（位移）、（油压）或（油压变

化）信号。

172汽轮机的负荷摆动值与调速系统的迟缓率成（正比），与调速系统的速度变动率成（反

比）。

173在稳定状态下，汽轮机空载与满载的（转速）之差与（额定转速）之比称为汽轮机调节

系统的速度变动率。

174EH油系统中有（四个）自动停机遮断电磁阀20/AST;其布置方式是（串并联）布置。

175EH油再生装置、EH油再生装置由纤维过滤器和硅藻土过滤器两部分组成，作用去除EH

油中（杂质），及去除EII油中（水分和酸性物质），使EII油保持中性.

176锅炉汽包水位三冲量自动调节系统，把（蒸汽流量）作为前馈信号，（给水流量）

作为反馈信号进行粗调，然后把（汽包水位）作为主信号进行校正。

177过热汽温的调节以（燃水比）粗调，（二级四点减温水）细调；再热汽温调节的主要手

段是（摆动燃烧器）。

178火检冷却风母管压力低报警值为（5.6）kPa,火检冷却风机入口滤网差压高报警值为

（0.99）kPa.

179直流锅炉一次汽水系统其超压试验压力为过热器出口额定压力的（1.25）倍，且不小于

省煤器进口联箱设计压力的（L1）倍。

180水压（超压）试验进水要求：给水温度控制在（30~70）C范围内，（水温过低易造成

受热面表面结露及金属冷脆，水温过高易造成汽化）。水压试验时的承压部件周围空气温

度应高于（5）C,否则必须有防冻措施。

181过热器水压试验的升压过程中，当升至接近过热器工作压力25.4MPa,应关闭（省煤器进

口旁路阀），开启过热器（减温器进水阀），用（减温水）向过热器连续进水，直至压力达

到25.4MPa。

182炉膛“有火”记忆的条件为（任一油层3/4油枪运行），或（任一磨煤机合闸状态）。

183炉膛“全部燃料失去”保护动作的条件为：同时满足（有火记忆、全部磨煤机停（失去

煤燃料）、燃油母管快关阀关或全部油枪油角阀关（失去油燃料））。

184炉膛“失去全部火焰”保护动作的条件为（有火记忆），且（全部火检无火）。

185锅炉燃烧率调整的目的：调整进入锅炉的（燃料量）和（引送风量），使之与机组负荷

相适应，保证燃烧的稳定性，提高经济性，同时使炉膛热负荷（分配均匀），减小（热偏

差）。

186正常燃烧时，炉膛火焰呈（金黄）色，均匀地充满炉膛，着火点应在燃烧器出口0.5米

处，不直接冲刷（水冷壁），火焰无（脉动）现象。

187正常运行时应维持烟气含氧量在（4%~6%）,炉膛负压（-50--150Pa）。不同工况下

可设置偏置量来改变引送风量，以保证燃烧的安全、稳定。

188锅炉一、二次风率的大小主要由（燃料特性）决定。

189运行中应根据原煤成份、煤粉细度及飞灰、灰渣分析报告进行燃烧率调整。应控制煤粉

细度R904（18%）,R200C（15%）,飞灰及灰渣含碳量45%.

190锅炉启动及低负荷阶段，锅炉燃烧率的变化应（缓慢平稳），尤其在工质膨胀过程中，

禁止大幅调节锅炉燃烧率，避免（分离器水位）大幅波动。

191正常运行中，主汽温度应控制在（571+5）-C,两侧偏差小于（5）°C,再热汽温度应控

制在（569+5）℃,两侧偏差小于（10）℃.

192直流锅炉汽温调节的原则为：抓住（中间点，燃/水比）粗调，（减温水）细调。

193锅炉运行时，应根据机组负荷的需要，相应调整锅炉（蒸发量），90%BMCR负荷以上应维

持定压运行。保持过热蒸汽压力在25.4±0.2MPa,锅炉最大蒸发量不超过1918.3t/h。

194锅炉蒸发量及过热蒸汽压力的调整控制，是通过增减（燃烧率）和（给水量）来保证过

热蒸汽压力稳定，从而使锅炉蒸发量的变化与机组负荷变动相适应。

195再热蒸汽压力随着（机组负荷）的变化而变化。当高压加热器停用时，再热蒸汽压力将

会（升高），为了防止再热器超压超温，可适当（降低锅炉负荷）。

196锅炉低负荷运行时，禁止进行锅炉（吹灰、除焦）工作，保证炉内燃烧的稳定。

197锅炉一、二级减温控制的前馈信号采用（机组给定负荷信号），该信号还自动产生（二

级减温器入口）温度设定值。

198在摆动火嘴控制投入自动时，其温度设定值由（机组给定负荷）生成，再热器喷水减温

的设定值（自动加上一定的）偏置，以确保再热喷水阀门全关。

199引风量调节的目标是维持（合适的炉膛负压），送风量调节的目标是维持（合适的过剩

空气系数），一次风量调节的目标是维持（合适的一次风母管压力）。

200正常运行中，应保持炉膛负压（-150~-50）Pa,保持氧量（4-6）%。

201氧量控制投自动时，锅炉尾部烟道烟气含氧量的设定值将根据（机组负荷）自动产生.

202氧量校正操作站强制手动的原因有（机组负荷信号）故障，（氧量信号）故障，送风机

动叶控制全部在手动。

203燃油压力调节阀强制手动的原因有（燃油压力）信号故障，（燃油流量）信号故障，燃

油压力调节阀阀位指令与实际偏差大，发生MFT.

204通过调节（引风机入口静叶）的开度来控制炉膛压力。通过改变（送风机入口导叶）的

角度来控制氧量。通过改变一次风机入口导叶的角度来控制一次热风母管压力。

205过热器PCV阀启座压力为（26.7）MPa,若过热器出口压力达此值而PCV阀不动作，则要

（开启PCV阀泄压）。

206在吹灰过程中应停止一切与吹灰无关的工作，并加强对（炉膛燃烧）、（负压）、（过

热蒸汽）温度和（再热蒸汽）温度的监视调整，适当增加（炉膛负压）。如在吹灰过程中

锅炉发生故障，燃烧不稳定或吹灰装置故障应（立即停止吹灰）。

207吹灰前，必须充分（暧管），吹灰结束要全面检查各吹灰器确已（退出）。

208预热器吹灰，当锅炉负荷》（10%MCR）时采用主汽汽源，否则采用辅汽汽源。

209锅炉启动点火期间和停炉负荷＜30%时，预热器应进行（连续吹灰）。锅炉启动时，当

负荷（》70%）及（停炉减负荷）前，都应对所有受热面进行一次全面吹灰。

210锅炉停炉后，待高过后烟温低于（150℃）时，方可停运火检冷却风机.

211火检冷却风母管压力》（6KPa）时，发出母管压力正常信号，＜（5.6KPa）时压力低报

警，并联起备用火检冷却风机，＜3.23KPa时（三取二），锅炉MFT动作。

212火检冷却风机滤网前、后差压高：＞（1KPa）时报警。

213制粉出力的调节是用锅炉（负荷信号调节给煤机转速），从而改变（给煤量），热一次

风挡板按照（预定的风煤比例由给煤机转速）调节，冷一次风挡板则根据（磨煤机出口温

度的偏差调整冷风的掺入量），维持（磨煤机出口温度）在规定的范围内。

214烟温探针在炉膛出口烟温达到（538℃）时，发出报警，并自动退出。

215DEH调节系统静止试验应在（锅炉点火）前进行。

216汽机初次启动、大修或连续运行12―24个月及调速系统检修后，必须进行（超速）试验,

以保证危急保安器动作正确。

217OPC动态试验应在（手动脱扣）试验合格后方可进行。

218汽机ETS保护试验在（锅炉点火）前进行，各试验一般只做到AST电磁阀动作为止。

219高中压自动主汽门，调速汽门严密性试验的目的：保证（事故情况下迅速切断机组进汽），

保证（机组安全停机）.

220锅炉运行调整的任务是要保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的要求；匹配好（煤水比）。

221为保证燃烧的稳定性，提高经济性，应尽量减少炉膛漏风，各（人孔）门、（检查）门、

（看火）孔、（捣焦）孔应关闭严密，水封完好。

222锅炉吹灰、除焦、制粉系统启停都会对锅炉运行产生影响，应按规定进行，各项操作（不

可同时）进行。

223大容量高参数锅炉燃烧时，在保证燃烧稳定的情况下，尽量防止（火焰过于集中）。

224为确保燃烧的经济性要定期对煤粉细度进行检查和调整；定期对（飞灰）、（大渣）进

行取样分析，以便及时对燃烧进行调整。

225水压（超压）试验进水要求：给水温度控制在30~70℃范围内（水温过低易造成受热面

表面结露及金属冷脆，水温过高易造成汽化）。水压试验时的承压部件周围空气温度应高

于（5）'C,否则必须有防冻措施。

226直流锅炉一次汽水系统其超压试验压力为过热器出口额定压力的（1.25）倍，且不小于

省煤器进口联箱设计压力的（1.1）倍。

227机组甩负荷试验可分（50%甩负荷）试验和（100%甩负荷试验）两种。

228燃烧室和烟道漏风试验一般有（正压法）和（负压法）两种方法。

229锅炉安全门试验时当压力升至工作压力的（80%）左右时，进行安全门远方手动起座试验。

放开试验按钮后，安全门停止排汽回座，并要求就地检查安全门动作行程和严密性。安全

门动作起座时间一般不超过（1）min。

230锅炉水压试验用压力表选用原则为：压力表的量程不小于试验压力的（1.5）倍，且不

大于试验压力的（3）倍，精度为（L5）级。

231通常又把60s和15s时的绝缘电阻值之比称为吸收比.绝缘正常的定子绕组的吸收比在

（1.3）以上，若吸收比较小，说明传导电流的值较大，可以判断（绝缘受潮）等。

232真空严密性试验应在负荷稳定在（80%）额定负荷以上，真空不低于（90-85）Kpa的情况下进

行。平均每分钟真空下降值不大于400Pa为合格。

233危急保安器充油试验的目的是保证超速保安器飞锤动作的（可靠性和正确性）.

234汽轮机超速试验应连续做两次，两次的转速差小于（18）r/min。

235汽轮机超速试验时，为了防止发生水冲击事故，必须加强对（汽压）、（汽温）的监视。

236为确保汽轮机的自动保护装置在运行中动作正确可靠，机组在启动前应进行（模拟）试

验。

237新安装的锅炉投运前，锅炉过热器与省煤器作为一个整体应该进行以汽包工作压力

（1.25）倍水压试验；再热器系统进行以再热器进口压力（1.5）倍单独水压试验。

238进行超水压试验时，应将（安全门）和（就地云母水位计）隔离.

239在超速试验中，当汽机转速达（3360r/min）而保护未动作，应立即手动打闸，检查汽机

进汽已切断，转速已下降。

240真空系统的检漏方法有（蜡烛火焰法）、汽侧灌水试验法、（氨气检漏仪法）。

241制粉系统试验的目的是确定制粉系统（出力）和（单位耗电量），调整煤粉细度，

以及确定制粉系统各种最有利的运行方式和参数。

242高压加热器水位（调整）和（保护）装置应定期进行试验，以防止加热器进汽管返水。

243汽耗特性是指汽轮发电机组汽耗量与（电负荷）之间的关系，汽轮发电机组的汽耗特性可

以通过汽轮机变工况计算或在机组热力试验的基础上求得。凝汽式汽轮机组的汽耗特性随

其调节方式不同而异。

244大轴弯曲通常分为（热弹性弯曲）和（永久性）弯曲。

245汽轮机动静部分之间的摩擦分为（轴向）和（径向）两种情况.

246保温层表面温度一般不应超过（50）

247油系统管道、阀门、接头、法兰等部件一般应按工作压力的（2）倍来选用。油系统管

子厚度最薄不得小于（1.5）mm。

248机组每运行（2000）h后应进行危急保安器充油试验。

249发电机非同期并列时，如果合闸角为380。），则冲击电流最大。

250发电机非同期合闸，在两端电压相位角差为（120。）时冲击转矩最大.

251汽轮机发生水冲击时，导致轴向推力急剧增大的原因是蒸汽中携带的大量水分在叶片汽

道形成（水塞）。

252水冷壁损坏的现象：炉膛发生强烈响声，燃烧（不稳），炉膛负压变正，汽压、汽

温（下降），汽包水位（下降），给水流量不正常（大于）蒸汽流量，烟温

（降低）。

253省煤器损坏的主要现象是：省煤器烟道内有（泄漏响声）、排烟温度（降低）、

两侧烟温、风温（偏差大）、给水流量不正常地（大于）蒸汽流量，炉膛负压（减

小）等。

254磨煤机堵煤的现象：磨煤机进出口差压（增大），出口温度（下降）。

255机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在lOmin内突然下降（50）。时，应立即（打闸）

停机。

256在机组启动或低负荷运行时，不准投入（再热）蒸汽减温器喷水。

257单机容量在600MW及以上的单元机组，对于锅炉灭火后不联跳汽轮机的机组，应设置汽

包水位（高）保护联跳汽轮机组，并同时设置防止汽轮机（进水）保护装置。

258危急保安器动作值为汽轮机额定转速的（110%±1%）范围内.

259超临界600MW汽轮机正常运行中的配汽方式为（喷嘴）配汽。

260除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的（节流）损失。

261为了减小发电机定子端部漏磁场在边端铁芯中引起的损耗和发热，超临界600MW发电机

采用了（整体铜屏蔽）结构。

262汽轮机启停时如果没有控制好上、下缸的温差，严重时就会造成（动静部分）的摩擦。

263准同期并网必须满足三个条件，即发电机与系统的（电压）相等，电压（相位一致），

（频率）相等。

264当定子线圈进水的电导率达到9.5uS/cm时，将发出“定子线圈进水电导率高”报警信

号。一旦发出该信号，除了采用（增大流经离子交换器的水流量）外，还可采用（连续补

水和排污）的方法，尽快降低水的电导率，使之符合运行要求。

265投用加热器时，应遵循先投（水侧），再投（汽侧）和按抽汽压力从（低压）到（高压）

的顺序进行。

266氢侧油路的油压通过（平衡阀）进行细调，并使之跟踪空侧油压，以达到基本相同水平。

267大部分600MW机组的第四级抽汽用于（除氧器加热）、（驱动给水泵汽轮机）及（厂用

辅助蒸汽系统）。

268在事故情况下，发电机定子电流（增加速度）不受限制，但应加强对（转子有关温度）

及机组情况的监视。

269发电机定子具有一定的短时过负荷能力。从（额定）工况下的稳定温度起始，能承受（1.3）

倍额定定子电流下运行至少一分钟；发电机励磁绕组能在励磁电压为（125%）额定值下运

行至少一分钟。

270厂用母线电压互感器一次熔丝熔断时，查明原因后，停用该段母线（自动投入装置），

取下该母线（低电压保护直流熔丝），将电压互感器拉出间隔，更换熔断熔丝.

271厂用电中断时，交流照明（熄灭）；运行交流辅机突然停转，备用交流辅机未自投；汽

温、汽压、真空等参数（迅速下降）。

272瞬时停电法寻找直流系统接地，对控制直流系统，先（信号）部分后操作部分，最后停

（保护）、（热控）部分的顺序依次拉合；对动力直流系统，先（照明）部分后（动力）

部分。

273电动机着火时，必须先（将电动机的电源切断）才可进行灭火，灭火时应使用电气设备

专用的灭火器，如（二氧化碳或CO2）、（四氯化碳或CL4）。

274发电机定子过负荷时，（定子电流）超过额定值，DCS报警窗口（“发电机过负荷”）报

警信号发出，发电机（各部分温度）升高，发电机过负荷保护反时限部分动作于（跳闸）。

275发电机强励动作引起的过负荷，10s内运行人员不得干涉，超过时间应将（调节器）切至

手动，将发电机（定子电流）降至额定值以下。

276发电机励磁系统过负荷时，发电机（转子电流）增大超过额定值，发电机（风温）升高，

励磁调节器（“过励限制”）动作并发出报警信号，将励磁电流自动拉回.

277系统原因造成的发电机励磁回路过负荷，若系统电压低、频率正常，可联系调度适当降

低（有功负荷），以增加发电机（无功出力）。

278发电机在带不平衡电流运行时，应加强对发电机（转子）发热和（机组振动）的监视和

检查.

279发电机定子单相接地时，接地相电压（降低或为零），其它两相电压（升高），当接地

相电压为零时，其它两相电压升高到（线电压值）。

280定子额定电压为20kV的发电机，定子接地电流的允许值为1A,当定子接地保护报警时，

应立即（转移负荷），安排（停机）。

281运行中PT断线时，PT的推拉必须使用（绝缘工具），操作人员必须穿（绝缘鞋）、戴绝

缘手套，并注意（安全距离）。

282发电机转子一点接地时，检查发电机转子电压或转子绝缘监察指示，一极对地电压（降

低或为零），另一极对地电压（升高）或为（转子电压）。

283发电机转子一点接地的可能原因包括：（发电机转子绕组故障），（励磁回路故障）。

284发电机失磁运行时，定子电流（大幅度上升），且（周期性摆动），若此时有功负荷较

大时，则定子绕组（严重过负荷）。

285励磁变压器保护动作后，运行人员应检查（发变组出口主开关）确已跳闸，灭磁开关确

已跳闸，否则应（手动处理）。

286发生系统振荡时，如AVR自动方式运行时，应（任其动作），值班人员严禁（干涉其调

节）；手动方式运行时，应立即（增加励磁电流）。

287系统振荡时，手动增加励磁电流的目的在于，增加（定、转子磁极间）的拉力，消弱转

子的（惯性）作用，使发电机在到达平衡点附近时易于（拉入）同步。

288系统振荡消失后应通知各岗位全面检查（发变组回路）、励磁回路、（厂用电系统）和

（厂用辅机）。

289单机振荡时，振荡中心落在发变组内，发电机端电压和厂用电压周期性（严重降低），

失步发电机指示与邻机及线路指示摆动方向（相反），摆动幅度比邻机及线路激烈。

290发电机逆功率运行时，无功指示通常（升高），定子电流指示（降低），汽轮机排汽温

度（升高）。

291发电机非全相运行时，负序电流指示（增大），中性点有（零序电流），有功负荷（下

降），发电机出风温度（升高）.

292发电机非全相运行时，严密监视发电机定子电流，并根据电流指示相应调节（励磁电流），

使三相定子电流均接近于（零）。

293发电机外部或附近着火，应迅速用（1211）、（四氯化碳）或（二氧化碳）灭火器灭火，

不得使用（泡沫灭火器）或（砂子）灭火。

294发电机非同期并列的原因可能是：发电机并列时，（同期条件）不满足，（同期回路）

存在问题。

295双重化配置的主保护其中一套退出，如（发电机）差动保护、主变差动保护、（厂高变）

差动保护、（励磁变）差动保护，在汇报值长，申请调度同意后，允许机组运行不超过48

小时.

296保护装置因故需整套退出，必须先断开保护装置的（所有出口压板），不允许以（直接

拉电源）的方式来退出整套保护装置。

297同步发电机的失磁运行，是指发电机由于某种原因造成转子绕组的励磁突然全部失去或

部分失去，仍带有一定的（有功功率），以低滑差与系统继续并联运行，即进入失励后

的（异步运行）。

298负序电流和正序电流叠加可能使某相定子绕组电流超过额定值，还会引起转子的（附加

发热）和机械振动，而（附加发热）往往成为限制不对称运行的主要条件。

299变压器油箱内部故障类型主要包括：各相绕组之间发生的（相间短路）、单相绕组部分

线匝之间发生的（匝间短路）、单相绕组或引出线通过外壳发生的（单相接地故障）、铁

芯局部发热和烧损等。

300电力系统对继电保护的基本要求是：（选择性）、速动性、（灵敏性）、（可靠性）。

301继电保护的原理是利用被保护线路或设备故障前后某些突变的物理量为信息量，当突变

量达到一定值时，起动（逻辑控制环节），发出相应的（跳闸脉冲或信号）。

302继电保护的种类虽然很多，但是在一般情况下，都是由三个部分组成的，（测量部分）、

（逻辑部分）和（执行部分）。

303对于倒转的给水泵，严禁关闭（入口门），以防（给水泵低压侧）爆破，同时严禁重合开关。

304发电机组甩负荷后，蒸汽压力（升高），锅炉水位（下降），汽轮机转子相对膨胀产生（负）

胀差.

305发现给水泵油压降低时，要检查（油滤网是否堵塞）、冷油器或管路是否漏泄、（减压件是

否失灵）、油泵是否故障等。

306高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位（升高）、给水温度（降低），汽侧压力（升高），

汽侧安全门动作.

307高压加热器水位保护动作后，（旁路阀）快开，（高加进口联成阀及出口电动门关闭）快关。

308高压加热器运行工作包括（启停操作）、运行监督、（事故处理