高级工程师答辩题库.docx
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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。
（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100m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。
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。
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
（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。
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%×ne,其下限比额定转速ne低,为-5%×ne。
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。
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。
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。
（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
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