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电厂运行巡检试题


姓名 成绩 2012 年学员锅炉阶段测试题 一、填空题(30 分) 1、就地检查空预器各扇形板在上极限位置,否则将密封调整装置切至手动,提升至 ( )位置。启动后检查空预器( )正确,主电机( )正常并且平稳无 抖动。 锅炉停运后,空预器入口烟温降低至( )方可停止空预器运行。 2、空预器自动控制有( )和( )两种方式选,被控间隙可在( )内设 定。 3、引风机启动前检查其油箱检查油箱油位在( ) ,通过油位计处观察( ) ,无 乳化和杂质,油面镜上无水汽和水珠,检查引风机电机轴承润滑油( )投入,润 滑油压力大于( ) 。 4、 我厂一次风机 ( ) 动叶可调, 当液压油压力低于 ( ) 联启备用电机, ( 低于 ) 闭锁动叶。 5、密封风机气源来至( ) 。 6、当煤粉细度偏大时,应调整( ) 。 7、原煤斗疏松机连续运行时间不可过长,一般控制在( )钟之内。 8、启动循环泵电机对地电阻大于( ) 。 9、 我厂油枪 A/C/E 层为小流量, 其出力为 ( ) B/D 层为大油枪, ; 其出力为 ( ) 。 我厂#1 炉吹灰系统整个吹灰系选用( )只 PS-AT 型空预器吹灰器、 ( )只 PS-LL 型长伸缩式吹灰器、 ) PS-SB 型半伸缩式吹灰器和( )只 V88 型短伸缩式炉膛吹 ( 只 灰器。 吹灰系统控制方式有 ( ) ( 、 ) 、 ( )正常吹灰汽源 ; ( ) 、 ( ) 。 10、制粉系统暖风器汽源取自( ) 。 二、简答题(30 分,每题 6 分) 1、吹灰器运行监视

2、油枪投运前的检查

3、磨煤机润滑油系统压力低原因及处理

4、引风机电机润滑油站检查

5、制粉系统堵煤,就地应检查哪些项目。

三、论述题(20 分) 单台送风机跳闸现象、原因、处理。

四、画图题(20 分) 锅炉启动疏水及排气系统

学员汽机试题 一. 填空(每空 1 分,共 30 分) 1. 汽轮机为上海汽轮机有限公司与西屋公司联合制造的(超临界压力) (一次中间再 、 热)(单轴)(三缸四排汽)(双背压)(纯凝汽式)汽轮机,额定功率是(600MW) 、 、 、 、 , 最大功率是( 673MW ) 。 2. 汽轮发电机组轴系中, (1~6)号轴承采用 LEG 可倾式轴承, 、 (7)(8)号轴承采用上 半为圆柱、下半为可倾瓦的轴承,具有良好的稳定性,可防止油膜振荡。 (3~8)号轴 承装有顶轴油管道。 3. 我厂汽轮机启动方式为 (高中压缸) 联合启动。 机组配置 (30%) 高压旁路和 2× (20%) 的低压旁路系统。 4. 我厂高压缸共有(一)级抽汽,供热蒸汽分别取自#1、#2 机(冷再)管道,除氧器 汽源有(辅汽)和(四抽) ,小机汽源有(冷再)(四抽)(辅汽) 、 、 5. 除氧器上水调门旁路手动门就地位置 (汽机 6.9m 层低旁旁边) 高旁减温水手动门的 , 就地位置(汽机 6.9m 高旁旁边) ,凝结水再循环阀就地位置在(汽机 0m 层疏扩 A 旁边) 6. 凝结水泵轴承冷却水取自(闭冷水) ,小机密封水取自(凝结水) ,#1 机真空泵 B 冷 却水来源技改后共有两路,分别为(开式水)(闭冷水) 、 。 7. 主油箱排烟风机进口为(负)压。 二、简答题(30 分) 1.闭冷水(机侧)有哪些用户? 主要向主机润滑油冷油器,发电机氢气冷却器,发电机密封油冷却器,汽泵前置泵机械 密封冷却水,小机润滑油冷油器,电动给水泵前置泵机械密封冷却水,电动给水泵电机 冷却水,电动给水泵工作油、润滑油冷油器,EH 油冷油器,凝结水泵电机、凝结水泵

机械密封水、轴承冷却水,定冷水冷却器,水室真空泵分离器、空预器润滑油冷油器, 磨煤机润滑油站冷却器, 密封风机轴承, 空压机房, 引、送风机油站, 汽水取样冷却器, 火检探头等设备提供冷却水。 2. 辅助蒸汽有哪些用户? 空预器吹灰,除氧器启动加热,磨媒机消防及锅炉房燃油管道吹扫及厂区燃油吹扫, 小汽机启动及调试,汽机轴封,发电机定子冷却水加热汽源,等离子点火暖风器,集控 楼空调用汽,煤场浴室用汽等。 3. 水泵出力异常的原因主要有? a) 水泵进口管道有漏点或低温轴封处漏气严重; b) 泵叶轮损坏或动静间隙过大; c) 泵和电机的对轮螺栓断裂; d) 泵电机反转; e) 泵进口或出口门关闭; f) 泵启动前未充分注水排气; g) 进口水箱水位低; h) 泵进口汽化; 4. 轴封的作用是什么? 5.凝输泵的用户有哪些? 三、论述题(20 分) 1、发生下列情况之一时,应立即启动备用辅机,停运故障辅机 1) 辅机发生水灾、火灾等严重危及人身、设备安全事故; 2) 辅机发生强烈振动、轴承冒烟或轴承温度超过规定值; 3) 辅机内部有明显的金属摩擦声; 4) 泵体内漏进空气或汽化造成出口压力明显下降; 5) 轴封处大量漏水或冒烟; 6) 电动机线圈温度超过规定值,经调整无效; 7) 电动机冒烟或着火; 8) 保护拒动。 2.做闭冷泵切换时,切换完泵后应该检查什么? 运行泵已正常、出口压力是否稳定、逆止门是否关闭到位、备用泵有无倒转 四、默画密封油系统图(20 分)

学员电气试题 二. 填空(每空 1 分,共 30 分) 8. 发电机型号: (QFSN-600-2) 发电机出口电压为 , (20kv) 主变高压侧电压为 , (520KV) , 低压侧为(20kv) ,主变的冷却方式(强迫油循环风冷) ,厂高变高压侧电压为(20kv) , 低压侧电压为 (6kv) 厂高变的冷却方式 (自然油循环风冷) 脱硫变低压侧电压为 。 (6KV) , 厂用电压等级主要为(6KV)和(380V) 。 9. 励磁变位置在(汽机 0m 励磁小室旁) ,41E 开关位置在(汽机 0m 励磁小室) ,励磁 碳刷位置在(汽机 13.7m 发电机旁) 。 10. 发电机的冷却方式(水氢氢) ,氢气压力低于(380kpa)要补氢,氢气干燥器正 常(一)台运行, (一)台备用,氢循环风机机组正常运行处于(停运)状态。 11. 500kV 系统各进线及馈线正常接入方式: (#1 主变、#01 高备变、东江Ⅰ路)接 于 500 kVⅠ段母线运行; (#2 主变、东江Ⅱ路)接于 500 kVⅡ段母线运行。 12. 6kV 的真空断路器及 6kV F+C 式其开关柜有 (“工作位置”、 “试验位置”、 “断 开位置”、“检修位置”)四个确定的位置。 13. 6KV 母线电压上限(6.3)KV,下限(5.7)KV;380V 母线电压上限(400)V, 下限(360)V。

三. 简答题 1.电气设备对应电压等级应使用摇表,以及摇绝缘合格规定? 6KV 电机测绝缘应使用(2500)V 摇表,绝缘值应大于(6MΩ ) ;400V 电机测绝缘应 使用(500)V 摇表,绝缘值应大于(0.5 MΩ ) ;220V 直流测绝缘应使用(500)V 摇 表,绝缘值应大于(0.5 MΩ ) 。 2. 6kV 电机加热电源投退规定 1)电动机停用检修、长时间备用中的电机应投入电机加热 2)电机投入运行前及时停运电机加热 3. 我厂 6KV 母线有哪些? 4. 厂用 400V 抽屉式开关在其开关柜内有几种位置? “连接位置”“分离位置” 、 、 “试验位置”三种确定的位置。 5.主厂房 UPS 交、直流电源主要分别取自哪里? 主厂房 UPS 系统主路交流电源取自机组锅炉 PC 段,旁路交流电源取自锅炉事故保安 段,其直流电源取自主厂房内 220V 直流电源,作为正常交流电源失去时的备用电源。 四. 论述题 1.GIS 设备操作前检查项目有哪些? 1. 各气室的 SF6 压力达到正常值。 2. 断路器弹簧储能马达运行正常,弹簧压缩储能正常。 3. 各指示灯、信号灯指示正常,加热器按规定投入或切除。 4. 断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关的位置指示器正常。 5. 断路器、隔离开关、接地开关、快速接地开关的闭锁位置正常。 6. 保险丝、熔断器全部正常。 7. GIS 设备附近无异味、异声。 8. 设备无漏气、漏油现象,油箱油位指示正常。 9. 所有阀门的开闭位置正确,金属支架无锈蚀、发热现象。 10. 接线端子无发热现象,金属外壳的温度正常。 11. 所有设备的防护门已关严、密封。 12. 辅助装置工作电源、备用电源、控制电源均正常。 13. GIS 室内照明、通风、消防设备完好。 五. 默画电气 110V 直流系统接线图

2012 阶段测试(综合卷) 一、填空题 1.汽轮机为上海汽轮机有限公司与西屋公司联合制造的(超临界压力)、 (一次中间再 热)、(单轴)、(三缸四排汽)、(双背压)、(纯凝汽式)汽轮机。 2.在机组用的每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀, 该阀有足够的排汽面积, 它的爆破 压力值为(0. 0343~0.0482MPa)(g)。 3.汽轮发电机组轴系中,1~6 号轴承采用 LEG(可倾式轴承),7、8 号轴承采用(上半为 圆柱、下半为可倾瓦)的轴承,具有良好的稳定性,可防止油膜振荡。(3~8)号轴承装 有顶轴油管道。 4.发电机采用水、氢、氢冷却方式:定子线圈(直接水冷) ,转子线圈直接(氢冷) ,转 子本体及定子铁芯(氢表面冷却) ,定子出线(水内冷) 。 5. 我厂注油实验压力值为(0.15MPa) 。 6. 励磁开关额定电压(880v) 、额定电流(4000A) 。 7. 除氧器水位高 1 值(2700mm) 、高 2 值(2900mm) 、高 3 值(3100mm) 。 8.主油泵出口油压低至(0.074MPa) ,交流辅助油泵(BOP)自启动;主油泵进口油压低 至(0.056MPa) ,高压密封油备用泵(SOB)自启动;轴承润滑油压低于(0.07)MPa,

直流事故油泵(EOP)自启动;轴承润滑油压低于(0.035MPa) 时,盘车拒投;顶轴油 泵进口油压低于(0.021MPa),顶轴油泵自停。 9.锅炉 MFT 后,炉膛压力高高高(>4000Pa)或低低低(<-4000kPa)联跳送、引风机。 10. 主汽门、调门严密性实验合格标准:(1000×(P/P0)r/min)以下时。 11. 锅炉水容积:省煤器(35) 、水冷壁(65) 、分离器及储水箱(20) 。 简答题 1、启动及带负荷控制指标 1) 主蒸汽温升速度 1.5℃/min~2.5℃/min,再热蒸汽温升速度 2℃/min~3℃/min; 2) 汽缸壁温升速度 2℃/min~2.5℃/min; 3) 高中压缸上、下缸温差不大于 42℃; 4) 主、再热蒸汽温差不许高于 42℃,空载时不允许高于 83℃; 5) 高压胀差在-3.8mm~+9.52mm 范围内; 6) 低压胀差在-1.44mm~+17mm 范围内; 7) 轴向位移在-0.89mm~+0.89mm 之内; 8) 各轴承振动在 1500r/min 前不超过 0.05mm,过临界转速时各瓦相对振动不超过 0.125mm,瓦盖振动不超过 0.05mm,3000r/min 时各瓦振动不超过 0.076mm,瓦盖振动不 超过 0.03mm; 9) 推力瓦金属温度不允许超过 85℃, 支持轴承温度不允许超过 99℃, 各轴承回油温度 不允许超过 71℃; 10) 低压缸排汽温度,空负荷不允许超过 121℃,带负荷不允许超过 79℃。 2、发电机并网前的准备 1)主变、高压厂变、励磁变、脱硫变检查操作完毕,主变冷却器、高厂变冷却器、脱 硫变冷却器已投入运行。 2)发电机和厂用 6kV 封闭母线微正压装置运行正常,发变组一次系统、高压厂变、脱 硫变及励磁系统已处于热备用状态。 3)查发电机中性点 PT、发电机出口 PT 一、二次回路已处于热备用状态, 4)励磁系统检查操作完毕,励磁系统已具备投运条件,励磁调节器控制方式设定为 “REMOTE” 控制; 励磁开关 41E 在断开位; 有一通道置运行另一通道备用; AQR/APFR 控 制已退出;PSS 控制退出;励磁调节器无报警信号。 5)检查励磁系统工作确已结束,具备投运条件,合上汽机 MCC A 段起励电源开关。 6)发电机出口开关在投运位置,经调度同意,断开发电机出口开关,并将开关转入冷 备用。 7)查发-变出口 500kV 接地刀闸在断开位置。 8)依据规定投入发电机各保护屏压板。 9)合上发-变出口 500kV 隔离刀闸在合闸位置,退出发电机出口断路器保护柜内短引 线保护一、短引线保护二,保护压板。 10)依据调度命令将发-变组出口开关转入热备用状态。 11)将厂高变、脱硫变工作电源进线 PT、进线开关由“冷备用”转为“热备用”状态。 3、吹扫二次条件: a) 炉膛风量 > 25%(FROM MCS) b) 炉膛风量 < 40%(FROM MCS) c) 二次风挡板均在吹扫位

d) 炉膛压力正常(3个压力高和3个压力低,取非再三取二,非高与非低相与) e) 火检冷却风母管压力正常(10HLS10CP304非) f) 仪用供气母管空气压力正常(70QFB10CP201,202 > X值) g) 吹扫蒸汽压力正常(10HJR10CP301非) h) 给水流量正常(省煤器进口水量570t/h) 4、操作员在MFT动作后应确认以下联锁自动完成,否则应手动执行: 1) 关闭燃油供油速断阀 2) 关闭燃油回油速断阀 3) 关闭所有油枪进油阀 4) 停所有磨煤机 5) 停所有给煤机 6) 关过热器减温水阀(1,2 级减温) 7) 关再热器减温水总阀 8) 停所有一次风机 9) 停所有密封风机 10) 停所有小机,电动给水泵耦合器减至最小 11) 停所有吹灰器 12) 停电除尘 13) 停脱硫系统 14) 所有等离子跳闸 15) 汽机跳闸 三、论述题 RB 动作现象、原因、处理。 现象 1) RB 保护动作报警; 2) 部分主要辅机跳闸,跳闸设备状态指示闪烁; 3) 机组负荷快速下降。 原因 1) 两台汽泵运行中一台跳闸; 2) 两台空气预热器运行中一台跳闸; 3) 两台送风机运行中一台跳闸; 4) 两台引风机运行中一台跳闸; 5) 两台一次风机运行中一台跳闸; 6) 负荷 75%以上出现制粉系统跳闸; 处理 1) 检查机组协调控制方式自动切至“汽机跟随”方式,目标负荷指令降至 300MW, 跳磨 RB 负荷指令 460MW。 2) 检查 RB 自动完成情况,制粉系统应自上而下相继跳闸,最终保留下层三套制粉 系统运行,磨 RB 动作时不再跳其它磨自动减燃料降负荷至 460MW。如果 RB 自动完成情 况不正常,应立即解除 RB 自动,手动完成以上工作,调整水量和煤量与 300MW 负荷相 适应,并保障主、再热汽温度正常。 3) 一台给水泵跳闸,另一台应自动增加,否则立即手动增加,此时要特别注意煤水 比的协调控制,控制好分离器出口汽温和过热出口汽温,另外注意监视螺旋管壁温度。 4) 一台送风机跳闸,另一台应自动增加,否则立即手动增加,检查跳闸风机的出口 门和送风联络门应自动关闭,否则应手动关闭。 5) 一台引风机跳闸,另一台应自动增加,否则立即手动增加,检查跳闸风机的出口 门应自动关闭,否则应手动关闭。要注意炉膛压力的变化,自动调整失灵时要及时解为 手动控制,防止炉膛保护动作灭火。 6) 一台一次风机跳闸,另一台应自动增加,否则立即手动增加,检查跳闸风机的出 口门和一次风联络门应自动关闭,否则应手动关闭。确保一次风母管压力大于 8kPa。

7) 当 RB 失灵或自动降负荷出现故障时,应手动快速将机组负荷降至 300MW。 8) RB 动作过程中注意监视燃烧变化,密切监视炉膛负压的变化,发现燃烧不稳时 及时投油助燃,防止发生锅炉灭火事故。 9) 注意监视除氧器水位并维持在正常范围。 系统运行相对稳定后调整燃料量、给水量、风量保证机组在允许的最大出力稳定运行, 联系热控人员查找 RB 原因,消除故障后恢复机组正常运行方式。


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