330MW机组培训题库之简答题

永久弯曲是指转子局部地区受到急剧加热（或冷却），该区域与临近部位产生很大的温度差，而受热部位热膨胀受到约束，产生很大的热应力，其应力值超过转子材料在该温度下的屈服极限，使转子局部产生压缩塑性变形。当转子温度均匀后，该部位将有残余拉应力，塑性变形并不消失，造成转子的永久弯曲。 3．引起通流部分发生动静摩擦的主要原因什么？ （1）动静部件加热或冷却时，膨胀或收缩不均匀； （2）动静间隙调整不当；

（3）受力部分机械变形超过允许值； （4）推力或支承轴瓦损坏； （5）转子套装部件松动位移； （6）机组强烈振动；

（7）通流部分部件破损或硬质杂物进入通流部分。 4．防止动静摩擦的措施有哪些？

（1）加强启动、停机和变工况时对机组轴向位移和胀差的监视。注意对胀差的控制和调

整，在启停过程中注意保持参数和负荷平稳，控制轴封进汽温度和排汽温度。 （2）在机组停机打闸以后注意胀差的变化，要充分考虑好转速降低后转子的泊桑效应和

由于叶片鼓风摩擦使胀差增大的情况。

（3）在机组热态启动时，注意冲转参数的选择，保持蒸汽符合过热度要求和足够的高于

汽缸内壁温度的温差。

（4）在机组启停过程中，应严格控制上下汽缸温差和法兰内外壁温差，不使其超限。

（5）应严格监视转子挠度，不得超限。机组检修时一定要检查大轴的弯曲情况并作好记 录。

（6）严格控制蒸汽参数的变化，以防止发生水冲击，损坏推力轴瓦。

（7）机组运行中控制监视段压力不得超过规定值，以防止隔板等通流部件过负荷、轴向

推力过大及通流部件破损等情况发生。

（8）停机后应按规程规定进行盘车，如因汽缸上下温差过大等因素造成动静摩擦使盘车

不能正常投入或手动也不能盘动时，不可强行盘车，应待其自然冷却，摩擦消失后，方可投 入盘车。

（9）严格控制机组振动，振动超限的机组不允许长期运行。要求机组在工作转速和临界

转速下的振动都不应过大，大容量机组应创造条件直接监督机组的轴振动。

（10）加强对叶片的安全监督，防止叶片及其连接件的断落。对新装机组，最好能在安装

前或大修时用水平尺检查隔板的变形情况，以防止因隔板变形引起动静摩擦。

5．汽轮机进水、进冷汽事故现象是什么 （1）汽温急剧下降；

（2）蒸汽管道和汽缸法兰面及汽封、主汽门、调节汽门门杆冒出白汽或水滴； （3）汽轮机内部发出金属噪声和水冲击声音；

（4）汽轮机振动增大，推力轴承和推力瓦块温度及推力轴承回油温度上升，轴向位移增大；

（5）差胀急剧减小，并可能出现负差胀；

（6）蒸汽和金属温度记录表指示汽缸上下缸温差>42℃。

6．凝汽器真空缓慢下降的处理?

（1) 发现真空下降，应首先核对排汽温度及有关表计，确认真空下降应迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。

（2) 启动备用真空泵，如真空仍继续下降至一定值时，联系值长，机组开始减负荷以维持真空在规程要求的最低值以上，减负荷速率视真空下降的速度决定。

（3) 如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至跳机值时，应汇报值长，立即故障停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道至凝汽器所有疏水，（锅炉5％旁路）高压加热器事故疏水扩容器疏水门严禁开启。

（4) 真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。

（5) 注意低压缸排汽温度的变化，按规程要求打开汽缸喷雾调节阀，当排汽温度超过规程规定的停机值时应打闸停机。

（6) 事故处理过程中，应密切监视下列各项：

A. 各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。

B. 倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度变化。

7. 直流锅炉过热汽温度高的原因?

原因：

DCS协调系统故障或手动调节不及时造成水/煤比失调。

炉膛工况发生大幅度扰动，自动调整品质不好或手动调节不及时。 给水系统故障，锅炉给水量突然减小。 炉膛严重结焦或积灰。 煤质突然变好。

减温水阀门故障关回。

主汽系统受热面或管道泄漏。 8.直流锅炉再热汽温度高的事故处理

处理：

1．发现DCS故障导致再热汽温自动调节失控，应立即解除自动，手动调整再热汽温，DCS系统正常后再投入再热汽温调整自动。

2．出现RB动作、跳磨、掉焦、吹灰等燃烧工况发生大幅扰动时，汽温控制由DCS自动调整,值班员尽量不要手动干预，但应注意自动调节状况和汽温的变化。当发现自动调节工作不正常，汽温急剧变化时值班员应果断切为手动调整汽温。3．烟气挡板故障造成汽温异常时，将烟气挡板自动切换为手动调整，必要时投入事故减温水降低温度，严防再热蒸汽温度和管壁超温。

4．再热蒸汽系统受热面或管道泄漏应及时停炉处理，泄漏可能会造成蒸汽温度异常，在维持运行期间如再热蒸汽温度自动不能正常工作，应将其切为手动进行调整。

5．任何情况造成主汽再热蒸汽温度和受热面金属温度超温且短期调整无效时，应果断切除上排制粉系统降负荷，也允许切除全部制粉系统，保持锅炉燃油运行，确保受热面的安全。

9.直流锅炉汽水分离器温度高事故原因及如何处理 ？

原因：

各种原因造成水煤比失调。 机组升、降负荷速度过快。 炉膛结渣严重。 处理： 1．发现水/煤比失调后应立即修订自动设定值或切至手动调整，依据负荷情况降低燃料量或增加给水量。

2．运行中升、降负荷应按规定的负荷率进行，尽量避免升、降负荷速度过快，造成分离器温度高时应暂停升、降负荷，待汽温稳定后再进行调整。 3．当炉膛严重结焦严重，炉膛出口温度升高，应注意及时修订分离器出口温度定值和适当的煤水比，控制分离器出口温度在正常范围内。同时加强炉膛吹灰次数，调整燃烧减缓锅炉结渣。

10．锅炉发生严重缺水时，为什么不允许盲目补水？

答： 锅炉发生严重缺水时必须紧急停炉，而不允许往锅炉内补水。其主要原因，当锅炉发生严重缺水时，汽包水位究竟低到什么程度是不知道的，有可能汽包以完全无水，或水冷壁已有部分烧干过热。在这种情况下，若强行给锅炉内补水，会因温差过大而产生过大的热应力使设备损坏。同时，水遇到灼热的金属表面，瞬间会产生大量蒸汽，是汽压升高，甚至造成爆管或更严重的爆炸事故。因此发生严重缺水时应按规程处理，决不能盲目补水。

11．由于吸热不均造成锅炉受热面热偏差的原因主要有哪些？ 答：

1． 沿炉宽方向烟气温度和流速不一致，造成不同位置的管子吸热情况不一样； 2． 火焰在炉膛中的充满度差或火焰中心偏斜； 3． 受热面局部结渣或积灰，导致吸热不均；

4． 由于积灰或尾部受热布置不合理，形成烟气“走廊”，使其邻近的管子吸热量增多；

5． 屏式过热器或再热器的外圈管吸热量较其它的大。

12、当电气设备发生故障时，如情况紧急，为防止事故扩大及迅速处理事故，值班人员可执行哪些操作后再汇报值长？

答：（1）对已损坏的设备对人身及设备构成直接威胁的设备停电。 （2）运行中的设备有损伤的威胁时应将其隔离。

（3）母线电压消失时，将连接在该段母线上开关断开。 （4）当厂用电部分或全部停电后恢复其电源。 13、开关跳闸后手动强送应注意哪些事项？

答：（1）开关强送时，应注意电压、电流及系统冲击情况，以便区别有无故障，若有故障应立即拉开强送开关。

（2）若发现设备有明显的故障现象，如冒烟冒火，弧光等则禁止强送。 （3）在强送跳闸开关时应做好设备越级跳闸的事故预想。

14、变压器重瓦斯保护应投跳闸位置，但在哪些工作开始之前应改投信号(正常后恢复)？ 答：（1）运行中进校验瓦斯保护或在二次回路上工作。

（2）运行中进行滤油 、补油、放油、换矽胶和疏通呼吸器更换热虹吸净化剂(工作结束后，仍有气体时，不得投入)。

（3）处理油位计指示异常升高的缺陷，需要进行放气放油，清理呼吸器孔眼或其它工作。

（4）进行其它可能造成重瓦斯误跳的工作。

（5）有载分接开关重瓦斯保护在分接开关调节前投跳闸位置,调节后改投信号. 15、变压器出现哪些情况之一时应立即停运，若有备用变压器时应换由备用变压器供电。 答：（1）变压器内部音响很大，有异常的爆裂声。 （2）在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，超过规定值。 （3）油枕喷油或防爆管喷油。

（4）严重漏油致使油面降低于油位指示计上的限度。 （5）套管有严重的破损和放电现象。 （6）变压器冒烟着火。

（7）变压器有关保护拒动。

16、变压器油面降低后应进行哪些处理？

答：当发现变压器油面较当时油温应有的油位有明显降低时，?应立即通知检修人员加油。加油时应按规定将重瓦斯保护改投信号。 如果因大量漏油而使油位迅速下降时，严禁将重瓦斯改投信号，而应尽快通知检修人员，迅速采取停止漏油措施，并立即加油，值班人员尚应作好事故跳闸准备。 17、变压器着火后应如何处理？

答：变压器着火时，应迅速断开各侧电源，通知消防部门并将备用变压器投入运行，停运冷却器，迅速采取灭火措施，防止火势蔓延。 18、变压器轻瓦斯动作，可能由于哪些原因？

答：（1）因滤油、加油或冷却系统不严密，以使空气进入变压器。 （2）因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。 （3）因变压器故障而产生少量气体。 （4）因呼吸系统阻塞而形成负压。 （5）由于发生穿越性短路而引起。 （6）有时也有二次回路故障误动。 19、变压器轻瓦斯动作后，运行人员应如何处理？

答：值班人员应立即对变压器进行外观检查，如油枕的油位，变压器温度，负荷，内部声音是否有异常，瓦斯继电器内有无气体，气体量及颜色，变压器本体及冷却系统是否有漏油现象等。 若是变压器外部无故障象征时，应放出气体鉴别气体的性质，?如气体是无色无臭不可燃，则变压器仍可继续运行。如气体是可燃的，必须停下变压器(有条件时先换由备用变压器运行)。必要时可对油进行色谱分析或检查油的闪光点，若闪光点较过去降低5℃以上，则说明变压器有故障，须将变压器停止运行。 20、重瓦斯动作跳闸通常原因有哪些？

答：（1）变压器内部发生严重故障(有载调压开关重瓦斯跳闸表明有载调压开关内部发生严重故障)。

（2）变压器大量漏油，油面迅速下降。

（3）有时也有二次回路故障误动和穿越性故障误动。

（4）有时变压器修理投运后，油中空气分离出来太快也可能使开关跳闸。 21、采用并联方式切换厂用电时，应满足哪些条件？

答：（1）电压差不超过10％。 （2）两侧电源无不同相同时接地。

（3）新装或检修中有可能变动相序的设备,必须核相正确。 22、遇紧急停机合环倒换厂用电时， 如发现工作电源开关拉不掉，应如何处理？

答：在拉开发变组出口主开关解列前，必须将原先合上的备用电源开关拉掉，宁可牺牲6KV某段工作母线，也不得由6KV向发电机倒送电，损坏机组。此时应

立即对接在该母线上低压工作厂变供电的380V 母线进行电源倒换，保证380V 母线供电正常。

23、简述直流系统中，当运行充电器故障时的基本处理原则。

答：可由蓄电池组短时供负载用电，但应尽快恢复充电器运行，故障充电器无法投入运行时，应投入备用充电器与蓄电池并列运行，当备用充电器也无法投入时，应按规定方式通过联络开关使两段母线并列运行。

24、在两组母线切换操作过程中，允许将两组蓄电池短时并列，但应注意哪些事项？

答：并列前应先将两段母线电压调至相等（或压差在2～3V范围内），切换后应立即将需停用的蓄电池组退出运行。 25、二个直流电源并列，应符合什么条件？

答：极性相同，电压相等（压差2～3V）。即直流系统的任一并列操作，必须在并列点处测量极性正确和电压差满足条件后（2～3V）方可进行并列。 26、查找直流系统接地的注意事项。

答：（1）查找直流系统接地时，需两人进行，一人操作，一人监护。 （2）在查找接地或处理过程中，应防止直流回路短路或另一点接地。 （3）直流系统接地时，禁止在二次回路上工作。 （4）直流系统接地运行不允许超过2小时。

（5）使用仪表检查接地时，仪表内阻不小于2000Ω/V。

（6）试拉设备涉及其他部门时，应征得值长同意，并做好事故预想。 27、变压器油位降低的原因主要有哪几种？

答：① 长期漏油或渗油。

② 气温过低，油枕储油量不足。 ③ 取油样后取样阀未关严。

28、简述TA二次回路开路后的现象。

答：（1）测量回路断线时，所带的电流指示、有功功率指示、无功功率指示降低或为零。

（2）保护回路断线时，“电流互感器二次回路断线”信号可能发出，差动保护可能动作跳闸。

（3）电流互感器本体有嗡嗡的异常声音，严重时在开路处火花放电，可能引起火灾。 29、简述发变组内部故障引起保护动作跳闸后，应进行哪些检查：

答：（1）对发变组保护范围内的全部设备进行全面检查。

（2）检查发变组有无绝缘烧焦的气味或其他明显的故障现象。

（3）外部检查无问题，应测量发电机定、转子绝缘电阻是否合格（检修人员执行）及各点温度是否正常。

（4）经上述检查及测量无问题，发电机零起升压试验良好后，经生产副厂长或总工程师批准将发电机并列。 30、简述发电机非同期并列的原因。

答：（1）发电机并列时，同期条件不满足。

（2）同期回路存在问题。

31、在那些情况下应立即停用电动机？

答：（1）发生需要立即停用电动机的人身事故时；

（2）电动机所带的机械损坏至危险程度时； （3）电动机或起动装置冒烟起火时。

32、重要厂用电动机在跳闸时，如没有备用电动机或不能迅速起动备用电机，为了保证供电，允许将已跳闸的电动机进行抢送一次，但哪些情况除外？

答：（1）跳闸电动机所属保护掉牌及所属母线接地信号发出。

（2）在电动机起动装置或电源电缆上有明显的短路或损坏的现象； （3）发生需要立即停机的人身事故； （4）电动机所带动的机械损坏。 33、简述发电机过负荷运行的处理方式。

答：（1）当发电机定子电流超过正常允许值时,值班人员首先应检查发电机功率因数和电压，并注意过负荷的大小和运行时间，做好详细记录。

（2）如系统电压正常，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方

法减少无功负荷，使定子电流降低到正常值，但功率因数不得超过0.98（迟相），定子电压不得低于19kV。

（3）如发电机电压低于19kV，不能减无功，则必须报告值长降低

发电机有功负荷。

（4）严密监视发电机各部分温度的变化，当定子或转子绕组温度偏

高时应适当其短时过负荷的倍数和时间。 （5）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。

（6）发电机对称过负荷保护跳闸时，按停机处理。 34、简述励磁回路过负荷运行的处理。

答：（1）发电机励磁回路过负荷保护跳闸时，按主开关跳闸处理。

（2）发电机励磁回路过负荷时，应密切监视运行时间，注意不超过

过负荷允许时间。

（3）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。 （4）发电机强励动作引起的发电机励磁回路过负荷，10S内运行人

员不得干涉，超过时间应将调节器切至手动，将发电机励磁电流降至额定值以下。

（5）发电机励磁回路过负荷超过允许时间，应将励磁调节器切至手

动，将发电机励磁电流降至额定值以下。

（6）励磁回路过负荷运行时，应密切注意发电机风温，参考监视发

电机励磁系统的转子温度计算值。 35、简述励磁回路过负荷的现象。

答：（1）发电机转子电流增大超过额定值。

（2）发电机风温升高，励磁系统“转子温度高”可能报警。 （3）励磁调节器“过励”动作并发出报警信号，将励磁电流自

动拉回。

（4）发电机“励磁回路过负荷”保护报警，定时限部分动作于减励

磁，反时限部分动作于跳闸。 36、简述发变组过激磁的现象。

答：（1）DCS报警窗口“发变组过激磁”报警信号发出。

（2）当U/f＞105％，U/f器动作。

（3）当U/f＞110％，时间超过20秒时，保护将动作跳闸。 （4）U/f＞115％，时间超过6秒时，保护将动作跳闸。 37、引起发变组过激磁的原因有哪些？

答：（1）引起发变组过激磁多数发生在突然减负荷。

（2）100％甩负荷及低频运行时；

（3）汽机冲转时，转速低于2950rpm时，对发电机进行起励。

38、简述发变组过激磁的运行处理和注意事项。

答：（1）报警确认，汇报值长；

（2）引起U/f值超限，在突然减负荷或100%甩负荷及低频运行时，

应尽快调节电压，使U/f值在允许范围之内；

（3）U/f保护动作跳闸后，应检查主变、发电机、励磁系统有无异常现象，必要时应经厂部确认后方可零起升压并网运行；

（4）汽机冲转时，转速低于2950rpm时，禁止合励磁开关。

39、发电机定子三相电流不平衡的现象有哪些？

答：（1）当发电机负序电流达到8％额定电流值时DCS报警窗报警；

（2）发电机转子温度升高； （3）机组振动加剧。

40、造成发电机定子三相电流不平衡现象出现的原因有哪些？

答：（1）机组内部故障引起。

（2）厂用电系统缺相运行。 （3）励磁系统交流侧缺相运行。 （4）系统故障引起。

（5）发电机出口CT及测量回路故障。

41、简述发电机定子单相接地后的运行处理。

答：（1）汇报值长，做好停机准备。

（2）若保护动作发电机跳闸，按发电机事故跳闸处理。

（3）若发电机未跳闸，应全面核对表计，如检查到中性点电流与相

电压指示值对应变化，则证明发电机定子确已接地，或检查到发电机有漏水故障或伴随发电机漏水信号发出时，应立即解列停机。

（4）经检查判断接地点发生在发电机外部，则通知检修人员尽快设

法消除。

42、若发电机大量参数指示失常时，应重点检查什么项目？

答：（1）有关变送器辅助电源是否故障。

（2）发电机出口PT有无断线。

43、发电机转子绕组匝间短路有哪些现象？

答：（1）转子电流明显增大（变化达10％以上），某个冷却风区温度测点指示可能升高。

（2）发电机振动增大。

44、发电机转子绕组匝间短路时应如何处理？

答：（1）必须立即汇报值长并降负荷，使振动或转子电流减少到允许的范围，申请尽快停机检查、处理。

（2）若励磁过负荷保护动作，则按保护出口动作于全停处理。

45、造成发电机失磁的原因可能有哪些？

答：（1）励磁回路故障。

（2）UN 5000型励磁调节器故障。 （3）灭磁开关Q02误断开。 （4）运行或维护人员误操作。 （5）整流装置故障。 （6）励磁变压器故障。 46、发电机升不起电压的现象有哪些？

答：（1）发电机定子电压指示很低或为零。

（2）转子电压表有指示，而电流表无指示。

（3）转子电流表有指示，而电压表无指示或指示很低。 （4）转子电流表无指示、电压表无指示。

47、励磁功率柜故障的原因有哪些？

答：（1）直流侧过流保护动作。

（2）风机故障或风机工作、备用电源均失去引起风温超限。 （3）快速熔断器熔断。

48、发电机励磁系统强励动作时应如何处理？

答：（1）运行人员在10秒内不得干涉。

（2）10s后强励动作结束，AVR自动由“自动”方式切至“手动”

方式运行，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下。

（3）若强励10s后AVR未自动切换至“手动”方式运行，应立即

手动将AVR切至“手动”方式，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下，并加强监视。

（4）若10s后强励仍为结束，应立即手动将AVR切至“手动”方

式，手动控制励磁电流在1.05倍额定值以下，并加强监视。

49、对于振荡中心落在发电厂与系统之间的振荡，应按什么原则处理？

答：（1）汇报值长，听令快减负荷。

（2）当励磁调节器自动方式运行时，应任其动作，值班人员严禁干

涉其调节；手动方式运行时，应立即增加发电机励磁电流至允许的最大值，此时，按发电机事故过负荷规定执行。 50、发电机逆功率运行的现象有哪些？

答：（1）发电机有功指示为负值，发电机变为同步电动机运行。

（2）汽轮机主汽门或调门全关信号发出。

（3）发电机无功指示通常升高，定子电流指示降低。 （4）汽轮机排汽温度升高。

（5）定子电压、转子电压、转子电流指示正常。 （6）系统频率可能略有降低。

（7）“逆功率动作”或“程跳逆功率动作”信号发出。

51、简述发电机逆功率运行的处理。

答：（1）报警确认，汇报值长。

（2）确认发电机逆功率，保护应动作于解列，按停机处理。

（3）若保护装置拒动，确认主汽门完全关闭，发电机有功负荷为负

值后，应立即将发电机手动解列灭磁，逆功率运行时间不允许超过1min。

（4）投程序跳闸的保护动作主汽门关闭后，若发电机功率仍指示正

的有功功率，则禁止将发电机解列。必须在采取措施将汽源可靠截断，功率指示负值后方将发电机解列灭磁。 52、简述造成发电机非全相运行的原因。

答：（1）发变组出口主开关控制回路故障，发生非全相分、合闸。

（2）发变组出口主开关机构故障，发生非全相分、合闸。 （3）发变组回路发生单相或两相开断。 （4）发电机内单相开路。

53、简述发电机着火和氢气系统爆炸的现象。

答：（1）氢气泄漏点发出轻微爆炸声，并有明火。

（2）如发电机内部有明火将出现剧烈的爆炸声响，两侧端部处冒烟，

有绝缘材料焦臭味。 （3）氢气纯度下降，随着爆炸氢压波动较大，安全阀有可能动作，

甚至表计损坏。

（4）发电机铁芯、线圈温度急剧上升。 （5）定子冷却水出口温度升高。 （6）发电机出口风温升高。 （7）发电机绝缘监测装置报警。

54、简述发电机着火和氢气系统爆炸的原因。

答：（1）发电机漏氢并遇有明火。

（2）发电机内氢纯度下降，含氧量超标达到爆炸极限范围内，同时，

机械部分碰摩、摩擦产生火花或发电机内局部放电达到氢自燃温度。

55、简述发电机非同期并列的现象。

答：（1）发电机和系统发生冲击，发电机有功、无功功率、电流等指示剧烈摆动，发电机发出巨大的轰鸣声。

（2）根据非同期严重情况，发电机出现不同程度的振动。 （3）发电机失步保护可能动作。

56、简述在未定运行条件下，决定发电机安全运行极限的四个条件。

答：①原动机输出功率极限。

②发电机的额定容量，即由定子绕组和铁芯发热决定的安全运行极

限。在一定电压下，决定了定子电流的允许值。 ③发电机的最大励磁电流，通常由转子的发热决定。 ④进相运行时的稳定度。

57、发电机空载特性反映的是什么关系？运行人员在配合作空载特性的测试时，由于铁磁材料的磁滞性能，在调节励磁电流时，应注意什么？

答：发电机的空载特性曲线是发电机在额定转速空载运行时，发电机端电压和励磁电流的关系曲线，即U0＝f（If）。由于铁磁材料的磁滞性能，调节励磁电流时，须注意单方向调节，不得往返变动。

58、汽轮发电机不对称负荷容许范围的确定主要决定于哪些条件？

答：① 负荷最重一相的电流，不应超过发电机的额定电流； ② 转子任何一点的温度，不应超过转子绝缘材料等级和金属材料的容许温度；

③ 不对称运行时出现的机械振动，不应超过容许范围。

59、简述600MW汽轮发电机失步对系统的影响（不包括发电机短时失磁异步运行）。

答：1）600MW汽轮发电机失步运行会产生很大的有功功率和无功功率的振荡，对系统产生强烈的扰动。

2）发电机失步引起的振荡电流很大，威胁着机组和电力设备的安全。 3）发电机失步引起系统某些地方电压严重降低而被迫甩负荷。

60、为什么机组甩去外部负荷时在额定转速下空转（即不带厂用电）持续运行的时间不能太长（不超过10分钟）？

机组甩负荷后空负荷运行对转子是一个快速强迫冷却的过程，在甩负荷的瞬间,高压转子第一级温度下降111～139℃。在随后的15分钟内,温度继续降低约83～111℃，第一级温度的大幅度下降，在转子内引起一个峰值应力，对转子寿命的损伤很大。因此，除非在十分必要的情况下，否则机组不要作此种运行。万不得已时要控制运行时间不超过10分钟，以减少转子寿命损伤。