运行部主机副值长岗位选拔试卷.doc

内装订线外装订线班组专业姓名岗位海门电厂运行部主机副值长岗位选拔试卷2013年3月考试须知：考试纪律：个人只许携带笔、白纸，不许有其他资料，手机关闭，考试作弊取消考试资格；考试用时：180分钟。题号一二三四五六总分得分计分人一、 填空题(每空0.75分，共20分)1. 发电机充氢时，当氢压大于 0.02 MPa时，应将油氢差压调节器投入运行，其旁路手动门逐渐关闭。当氢压大于 0.04 MPa时，逐渐关闭浮子油箱旁路门，保留浮子油箱主路运行，并监视浮子油箱油位正常、浮子阀调节可靠。2. 1号机定子水温度调阀为“ ”式调阀。3. 机组对VV阀技术改进有二个方面如下： 1、改变 控制电磁阀EV1 控制VV阀模式2、在控制气管路上增加一个控制电磁阀EV2 。4. 检修工作开始前，工作许可人、工作负责人必须共同到现场检查 安全措施 本空0.5分)确已正确地执行5. 1号机海水升压泵A出口液控阀自动开启条件为：海水升压泵A已启且其电机电流 50 A。6. 电除尘是利用强电场使气体发生 电离 ，气体中的粉尘荷电在 电场力 的作用下，使气体中的悬浮粒子分离出来的装置。7. 发电机可以在滞相或进相功率因数范围内运行，进相能力600MW时为_-280 _MVAR，1000 MW时为_-110 _MVAR，无功调用能力最大为_ 477_MVAR。发电机允许功率因数变化范围还应符合“发电机容量曲线”。8. 不能只单纯靠_开关位置 _ _判断设备的状态，应根据_设备所做过的操作（工作）_判断。开关检修后处于“试验”位置应视为_检修_ _ _状态而不是冷备用状态。9. 我厂发电机内冷水控制标准：铜 40g/L 、pH 7-9 、电导 0.5S/cm 。10. 现阶段4号机启动点火方式规定：先用 F磨煤机微油方式 点火，待总煤量大于80t/h后，采用 A磨煤机等离子稳燃 模式，停 F磨微油油枪 。11. 本厂脱硝系统催化方法是： 选择性催化还原法 （SCR），脱硝催化剂采用 蜂窝 式催化剂，还原剂采用 液氨 ，设计脱硝效率 不小于60% 。脱硝系统最低连续运行烟温 300，最高连续运行烟温 420 。二、 简答题：（每题3分，共30分）1. 密封油进入发电机的有哪些原因，如何防止？ 误操作进油 严格按操作票操作、做好事故预想 油氢压差超过限值 控制油氢压差在0.056MP之间，不超过0.0360.076MPA。 氢气压力大幅波动 排补氢小心操作，加强联系，防止大幅波动 密封油装置发生故障做好设备维护 报警系统未到位,抢先投密封油不能及时发现和处理异常工况造成进油。定期校对油箱油位，缺陷及时消除 油冲洗工艺性进油 -严格油工艺冲洗程序 各种原因引起浮子油箱上升 浮子油箱液位高报警未及时处理 油位继续上升直到从迷宫挡油板和转轴之间的间隙溢入发电机内。加强运行操作和监视2. 在电气设备上工作，必须采取哪些保证安全的组织措施和技术措施？保证安全的组织措施1 在电气设备上工作，保证安全的组织措施2 工作票制度3 工作许可制度4 工作监护制度.5 工作间断、转移和终结制度保证安全的技术措施1 在全部停电或部分停电的电气设备上工作的2 停电3 验电、装设接地线4 悬挂标示牌和装设遮栏3. 3、4号机GGH电机跟1、2号机有何不同？1、1、2号机主、辅电机功率不同，3、4号机主、辅电机功率相同2、1、2号机主、辅电机为工频，1、2号机主、辅电机为变频3、1、2号机主、辅电机转速不同，1、2号机主、辅电机转速一样，都可调高、低转速。4. 1号机GGH蒸汽吹灰、在线高压水冲洗有何规定？一、1号机GGH蒸汽吹灰、在线高压水冲洗时间1、 1号机GGH蒸汽吹灰时间白班：10：00 （锅炉辅汽）中班：18：00 （锅炉辅汽）夜班：2：00 （锅炉辅汽）2、 1号机GGH在线高压水冲洗时间每周一中班对1号机GGH进行在线高压水定期冲洗；二、1号GGH蒸汽吹灰、在线高压水冲洗注意事项：1、 吹灰蒸汽压力超过1.0Mpa会损坏换热片，吹灰时必须将GGH吹灰器阀前蒸汽压力控制在0.81.0 Mpa, 温度270320.2、 1号GGH吹灰正常情况下必须走程控吹灰程序，蒸汽疏水结束温度控制在200以上，最好能达到250。3、 每次GGH蒸汽吹灰后，必须将吹灰器进汽电动门关闭。4、 GGH高压水冲洗要求高压水压力为10Mpa左右.（以就地高压水泵压力表为准）5、 GGH高压水冲洗尽量在机组低负荷下进行，冲洗时GGH必须保持辅电机运行；每次高压水冲洗后必须立即进行一次蒸汽吹灰，GGH蒸汽吹灰时必须保持主电机运行。5. 我厂发变组保护中的全停和全停如何定义，各适用于什么保护范围？a) 全停：跳发电机开关DL、主变高压侧开关DL1、主变高压侧开关DL2；跳厂用分支开关10ADL、10BDL、10CDL、10DDL；跳灭磁开关；关闭主汽门。适用于故障发生在发电机及发电机到出口开关这一部分b) 全停：跳发电机开关DL；跳灭磁开关；关闭主汽门；启动发电机断路器失灵。适用于故障在发电机出口开关之外的部分6. 简述主机人员在循环水加非氧化性杀菌剂时应注意事项?(每点1分)1密切监视循环水一、二次滤网压差及海水升压泵前池水位；2密切监视凝汽器真空泵及闭冷器冷却水压力；3密切监视海水脱硫系统的脱硫效率及吸收塔填料压差，当填料压差比加药前同风量压差上升300Pa且有上升趋势时应暂停加药，待压差恢复正常后调低加药浓度再进行加药7. 为什么给水加氧处理氧量不能过低或过高？加氧处理中，氧量不能过低，否则不能形成稳定的、致密的Fe3O4-Fe2O3双层保护膜，(1分)不过，如果氧气浓度过高，不仅钢铁在少量氯化物杂质的作用下容易发生点蚀，而且可能导致过热器或汽轮机低压缸部件的腐蚀。(2分)8. 4号炉空预器着火后，1至4号炉的空预器火灾装置进行了哪些改造？答：a) 把原来热端热电偶更换为铠装热电偶，安装位置从原来距离转子降低到50cm之内。b) 对火灾检测软件警参数进行调整：热电偶报警值由原来450改为400，红外探头的报警值由原来200改为160。c) 增加高温报警。高温报警单独由热电偶实现，热电偶温度超出370时输出高温报警信号。9. 汽轮机准备启动冲转前，必须重点关注哪些准备工作已完成？ 启动前润滑油清洁度在NAS 6 级以上，在线滤油机运行正常。 汽水品质化验合格：主蒸汽品质合格 Fe50 g / kg 、Na20g/kg、SiO230g/kg、电导率0.5s/cm 旁路开度在60%左右。 凝汽器压力85kPa 再热器出口压力为0 氢气纯度97%，氢压0.360.48 MPa。 抗燃油压11.2 MPa左右，油温4050。 顶轴油系统母管压力及各分管压力正常。 连续盘车时间至少达12小时以上，电流及汽机偏心显示值稳定，无明显波动或持续上升趋势。 检查主机保护投入情况，“主汽温度低汽轮机跳闸保护”已切除；其它主机保护正常投入。 冲转前确认高、中压缸负胀差值 -4.8mm，汽缸内无动静摩擦等异常声音。 冲转参数：主汽压力8.2-10.0MPa，主汽温度420-450，保持稳定。润滑油温32，润滑油压力0.16MPa以上，真空正常稳定。轴封压力保持在2632kPa之间，高温轴封温度维持在320340左右，低压轴封温度维持在160190左右。 人员就位，随时准备投入主油箱电加热装置。各轴封进、回汽管疏水确认并保持开启状态，轴封加热器维持3kPa至-5kPa负压运行。 如冷态启动，高压缸预暖过程应已完成，调节级温度在150以上，高压调门预暖已完成。10. 海门锅炉在哪些受热面管子内设有节流管圈？起什么作用？答：1 五处设有节流圈：1） 垂直水冷壁管入口；2） 包墙过热器入口；3） 屏过管进口处除最外圈管子外；4） 高过管进口除最外圈管子；5） 高再进口分配集箱上管排入口处，除最外圈外，设置了两种节流圈。2 作用：都是为了均衡各管子的质量流速，减小流量偏差使各管的壁温比较接近。三、 问答题：（每题6分，共18分）1. 汽轮机ETS共设置有哪些主保护，简述目前主保护的投入情况并说明原因？共设置有21项主保护：（1） 主汽温低保护。（2） 手动跳闸（BTG盘）（3） 汽机安全油压低（2/3）（4） 推力轴承金属温度高高（前）（2/3）（5） 推力轴承金属温度高高（后）（2/3）（6） 润滑油油压低低（四取二）（7） 抗燃油油压低低（四取二）（8） 轴向位移大(2/3)（9） 凝汽器真空低低（四取二）（10） 轴承振动大（2/3)（11） 低压缸A排汽温度高高(2/3)（12） 低压缸B排汽温度高高(2/3)（13） 发电机定子冷却水流量低(2/3)（14） DEH主要故障（15） DEH后备超速（2/3）（16） TSI超速(2/3)（17） VV阀误开（18） ETS系统DI模件失电（1/8，2/3），延时3秒（19） MFT动作(2/3)（20） 发电机跳闸(2/3)（21） 主机大联锁主保护投入情况：主汽温低保护：冲转前确认主汽温低保护已退出，在机组带300MW负荷以上稳定后再投入，或滑参数停机过程中退出。防止低负荷运行过程中低汽温保护误动。抗燃油油压低低（四取二）低压缸A排汽温度高高(2/3)低压缸B排汽温度高高(2/3) 以上3个保护因存在误动的风险性，目前已取消，改为三级报警。2. 32汽机变差动保护正确动作你判断是何种设备故障。差动保护正确动作后如何处理？答： 差动CT间设备故障，则变压器本体及其引出线处理：a) 了解保护动作情况，判断故障范围b) 通知机组人员适当调整负荷并启动备用辅机c) 检查保安3E1段已切至备用电源供电正常，否则应查明原因，恢复供电d) 检查32汽机变高、低压侧开关、机31/32段联络开关及所有负荷开关确已断开，将其停电至试验位置，分别测量变压器高、低压侧和机32段母线绝缘。若母线绝缘合格，一次设备外观检查完好，经母线联络开关先恢复机32段母线供电（注意母联开关并列压板的投退）e) 做好变压器检修隔离措施：）1) 将32汽机变高压侧开关停电至试验位置，并断开其控制电源；2) 将32汽机变低压侧开关停电至检修位置，并断开其控制电源；3) 断开32汽机变温控电源上级开关；4) 合上32汽机变高压侧开关负荷侧地刀；在32汽机变低压侧与低压侧开关之间挂临时地线一组；3. 说明启动过程中水质的控制标准，你有什么方法来节省循环冲洗水量？答：1） 水质标准：(1) 冷态开式清洗阶段：储水罐下部出口水质：Fe800ppb 或混浊度3ppm，电导率1 Scm时，冷态开式清洗结束。(2) 冷态循环清洗：合格标准：省煤器入口水质：Fe50 ppb、pH值：9.39.6，电导率0.5 Scm时，冷态循环清洗结束。储水罐下部出口水质:Fe200ppb(3) 热态冲洗：当启动分离器进口温度达到190，锅炉升温升压进行洗硅，Fe800g/L回收至凝汽器。分离器储水罐排水Fe100g/L，热态冲洗结束。2） 节水方法(1) 充分利用炉水泵，加大炉水泵循环量，加强冲洗速度；(2) 初次上水温度要提高，能提高冲洗速度；(3) 采用逐级冲洗方法，应等凝结水、给水水质清澈后才能向锅炉上水，炉水较差时可以向放低水位后再上水；(4) 及时化验水质，当水质逐渐变好时，及时回收至凝汽器；(5) 严格控制各阶段炉水品质，才能进入下一阶段。四、 事故处理：（每题8分，共16分）1. 出现两列高加解列，有什么现象？怎样处理及机组要注意哪些问题？i. 现象1. “高加解列”报警发出；2. 主汽压突增，PCV阀可能动作；3. 机组负荷突升，可能超负荷。4. 给水温度突降。5. 主汽温度上涨，减温水增加；6. 高加RB可能动作。ii. 处理及注意问题1. 发现双列高加跳闸，检查RB联锁动作正常，锅炉主控目标快降至490MW，汽机TF方式。否则按手动RB处理。2. 确认高加抽汽逆止门、电动门联关。高加水侧自动切至旁路。3. 汽机负荷突然增大，注意除氧器的水位变化，必要时将凝结水切为手动控制。 4. 间隔10S跳闸一台磨煤机（顺序EBDCFA），保留3台磨运行。A磨运行时等离子投入，未运行投入F或B层油枪。5. 密切关注汽机推力轴承温度、轴向位移、振动等机械参数的变化。6. 燃料量（200t/h左右）、给水量（1480t/h左右）到达目标值附近，自动调节正常；严密监视水煤比匹配、过热度在合适范围。7. 满负荷运行时锅炉 汽压超过PCV阀动作压力PCV阀不动作，应立即手动开启PCV阀泄压，负荷较低时应开大汽机调门降低主汽压，防止主汽压保护动作。降压后检查PCV关闭不泄漏。8. 给水温度的大幅下降会引起汽温上涨，应开大减温水和调整烟气挡板尽可能的控制主再汽温在正常范围内，监视锅炉金属壁温不超限。9. 监视给水流量，控制水煤比，严格控制分离器过热度正常范围。10. 检查送、引、一次风机自动调节正常，总风量2100t/h，炉膛负压-100pa，运行磨煤机工况正常。检查燃烧器风门自动调节正常。11. 监视凝汽器、除氧器、高低加水位正常，轴封压力和温度正常，小机供汽正常。检查运行汽泵及小机轴承温度、润滑油系统、密封冷却水正常，投入跳闸汽泵盘车。12. 如果RB自动动作过程有异常或汽温有异常，应及时手动干预。13. 当实际负荷与目标负荷相差20MW时，检查RB自动复位。14. 机组稳定后的恢复，应检查RB是否复位，当RB未复位时，应手动复位后才恢复启动跳闸设备。2. 我厂循环水系统设置有三台50%的循环水泵，在下列运行方式下，发生循环水泵跳闸，你如何应对处理？（1）循泵A、B运行、C泵检修时，A循泵跳闸。（2）只有循泵A运行，B、C循泵检修。A循泵跳闸。1 立即检查跳闸泵出口门已关闭。2 若跳闸泵出口门未自动关或者集控CRT关不下，立即至就地控制箱手动关下。3 当跳闸循泵出口门关闭（或小于20%）后，抢合一次跳闸泵。4 如跳闸泵抢合不成功，机组只有一台循泵运行时，必须尽最大速度将负荷降低到600MW左右，负荷稳定后保证凝汽器压力在合适的范围（小于-90KPa），如凝汽器压力大于-90KPa，机组应继续降负荷到合适值。5 只有一台循泵运行后，应及时关小凝汽器循环水出口电动门，保证凝汽器进口压力不小于50 Kpa（确保闭冷器的工作）。6 应注意闭冷水温度的变化以及真空泵运行工况。如闭冷水温持续上升，应适当提高凝汽器循环水进口压力。二、1 如机组在没有备用泵（另二台检修状态）、只有一台循环水泵运行的情况下，如运行泵跳闸，运行人员应确认电气无主保护动作信号、跳闸泵出口门已关闭后抢合一次跳闸泵，尽量避免本机组低真空跳机。2 运行人员应注意：若跳闸泵出口门不能自动和手动关闭，机组极大可能发生低真空跳机。3 如机组因循环水泵全部失去造成跳机，为避免事故扩大，循环水中断后注意立即切断主再热蒸汽管道、高旁前后、各段抽汽逆止门前等到凝汽器的所有疏水电动门、手动门，全开低压缸喷水调门、凝汽器水幕喷水调门、高旁二级喷水调门。防止低压缸压力过高、排汽温度高从而造成安全膜冲破。4 当循环水中断后重新启动循环水泵运行时，应先将凝汽器循环水出口电动门全开，进口电动门关小至1025%。防止启动循泵时对凝汽器造成冲击而将事故扩大。五、 画图（8分）画出主蒸汽系统图（从省煤器至屏过进口，屏过进口之后不画）六、 操作票（8分）写出#1主变、#1、2厂高变由冷备用转运行的操作步骤（500kV串内原合环运行）。l 接令l 检查500/27KV #1主变、27/6KV #1、2厂高变及相关连接所有工作票均已收回,有关设备符合送电条件l 检查500KV第一串合环运行正常l 检查500KV第一串各气室SF6压力正常、油压正常，就地汇控柜无报警信号l 检查1号主变500KV侧刀闸变侧地刀5013617确已拉开l 检查#1机6KV1A段工作进线分支临时地线确已拆除l 检查#1机6KV1B段工作进线分支临时地线确已拆除l 检查#1机6KV1C段工作进线分支临时地线确已拆除l 检查#1机6KV1D段工作进线分支临时地线确已拆除l 检查#1发电机出口刀闸8010确已拉开l 检查#1发电机出口开关变侧地刀80120确已拉开l 检查6KV1A段工作进线开关61A确在检修位置l 检查6KV1B段工作进线开关61B确在检修位置l 检查6KV1C段工作进线开关61C确在检修位置l 检查6KV1D段工作进线开关61D确在检修位置l 检查#1主变500KV侧刀闸50136确在“分闸”状态l 检查#1厂高变低压侧共箱母线伴热装置投入正常l 检查#2厂高变低压侧共箱母线伴热装置投入正常l 检查#1主变A相冷却装置电源投入正常且已切为正常运行方式l 检查#1主变B相冷却装置电源投入正常且已切为正常运行方式l 检查#1主变C相冷却装置电源投入正常且已切为正常运行方式l 检查#1主变冷却装置无异常信号l 检查#1厂高变冷却装置电源投入正常且已切为正常运行方式l 检查1厂高变冷却器无异常信号l 检查1厂高变有载调压装置正常，且分接头位置在9B（10）档l 检查#2厂高变冷却装置电源投入正常且已切为正常运行方式l 检查2厂高变冷却器无异常信号l 检查2厂高变有载调压装置正常，且分接头位置在9B（10）档l 检查#1主变高压侧PT端子箱中以下500KV侧PT二次侧空开确已合上：1MCBa、1MCBb、1MCBc;2MCBa、2MCBb、2MCBc;3MCBa、3MCBb、3MCBc;4MCBa、4MCBb、4MCBcl 检查#1发电机出口开关801主变侧PT二次侧空开F31、F32、F33确已合上l 检查#1主变、#1、2厂高变保护装置B、C、E套电源小开关投入正常l 检查#1主变、#1、2厂高变保护装置B、C、E套相关保护投入正常l 检查6KV1A段工作进线61APT已推至工作位置且二次开关F4、F5、F6已送上l 合上6KV1A段工作进线保护测控装置电源F1l 检查6KV1B段工作进线61BPT已推至工作位置且二次开关F4、F5、F6已送上l 合上6KV1B段工作进线保护测控装置电源F1l 检查6KV1C段工作进线61CPT已推至工作位置且二次开关F4、F5、F6已送上l 合上6KV1C段工作进线保护测控装置电源F1l 检查6KV1D段工作进线61DPT已推至工作位置且二次开关F4、F5、F6已送上l 合上6KV1D段工作进线保护测控装置电源F1l 合上500kV继电器室直流分电屏一：#1、2主变涌流抑制器电源空开Q23l 合上500kV继电器室交流电源屏（二）：#1、2主变涌流抑制器电源空开18ZKl 合上500kV#1、2主变涌流抑制装置屏以下空开：#1主变装置直流电源1ZK、#1主变装置电源侧电压3ZK、#1主变装置受控侧电源5ZKl 将#1主变涌流抑制装置控制方式开关1KK切至“经3YL”位置l 投入500kV#1主变涌流抑制