初设试题库(修改版).docx

一 、 填空题1、发电机额定容量（在额定电压、额定功率因数、额定频率和额定氢压和冷却水温38）为1112MVA ；发电机额定功率（在额定电压、额定功率因数、额定频率和额定氢压）为1000MW ，（冷却水温38） ；发电机最大连续功率（与汽轮机最大连续出力相匹配，冷却水温26）为1045.286MW ；额定电压27kV ，额定功率因数0.9 （滞后） ，额定频率50Hz ，额定转速3000r/min ，相数：3相 ，极数： 2 ，短路比：0.48（在额定容量下），发电机效率：99%（在额定功率、额定条件下），额定氢压0.5MPa（表压），定子绕组采用双星形连接，出线套管数6 ，噪声：85dB （离1.0m处、距地面高度1.2m），发电机中性点经高阻接地。2、发电机定子绕组及引出线采用水直接冷却、定子铁芯和转子采用氢气冷却方式。3、氢气纯度不低于95时，发电机能在额定条件下输出额定功率，但计算和测定发电机效率时的基准氢气纯度为98，露点温度在-5-25之间。4、氢气冷却器设计为2台4组。当一组冷却器退出运行时，发电机能在80%额定出力下连续运行，而有效部件不超出允许温度；当氢气冷却器工作压力在0.35MPa以上时，其试验水压大于2倍冷却水压力，历时15min，氢气冷却器要能承受不低于0.8MPa的表压差，发电机冷氢温度宜为4046。冷却器进水温度按38设计。5、在额定运行条件下，发电机24h的漏氢量（折算为额定氢压下的保证值）不超过12Nm3。发电机24h的耗氢量（折算为额定氢压下）不超过32Nm3。6、发电机额定冷却水量为120m3/h ，发电机允许断水持续运行30s，并提供断水保护一次元件。卖方提供发电机断水减负荷曲线。发电机断水保护的流量报警值为：90%的额定流量，发电机断水保护的跳闸定值为：80%的额定流量，定子绕组入口水温宜为4550，水温波动范围不大于2。定子绕组出水温度不大于80。7、发电机在额定负载和额定转速下运行时，轴承座振动限值（双倍振幅）水平、垂直方向为0.025mm，轴振相对位移限值为0.076mm，轴承出油温度不高于65，轴瓦温度不高于90。8、发电机装设有在线漏水、在线漏油、在线漏氢监测装置、在线氢气湿度、氢气纯度监测装置。9、强励要求：自并励静止励磁系统顶值电压倍数在发电机额定电压时不低于2.25倍。允许强励时间10s；当发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电流和电压的1.1倍时，励磁系统能保证连续运行；自并励静止励磁系统的励磁系统电压响应时间不大于0.1s 。10、自动电压调节器在发电机空载时能在70110额定电压范围内稳定平滑调节，整定电压的分辨率不大于额定电压的0.2%；手动励磁调节应保证发电机励磁电压能在空载额定励磁电压值的20到额定励磁电压110空载额定励磁电压值进行稳定平滑的调节。11、励磁系统应有表明运行状态的信号，如励磁调节装置调节方式选择、通道选择、PSS投切、灭磁开关分合、励磁给定值增减及通道跟踪平衡状态等。12、自动电压调节器（AVR）卖方应提供2套独立的数字式AVR（DAVR），每套容量均为100%，并独立成柜，当其中一套AVR退出运行或检修时，另一套可以独立完成所有功能，并与检修的AVR隔离。2套AVR互为备用，可实现相互无扰切换。每套AVR采用独立的输入/输出，并分别提供各自的手动通道和自动通道，要求性能可靠。每套AVR均应接受来自不同的PT和CT二次侧的信号量，输出信号分别经脉冲放大器放大后形成触发脉冲去控制可控硅整流器。当工作系统故障时，将自动切换至备用系统。每一个AVR都包含手动励磁控制功能。13、发电机励磁系统采用转子回路灭磁，应同时采用逆变和开关灭磁，灭磁开关灭弧容量足够具有较高弧压水平应大于2000V ，励磁变额定容量为33300 kVA，接线组别为Y,d11，额定变比为27/0.956kV，由海南金盘变压器厂家制造。14、励磁变压器采用铜芯绕组、干式、单相变压器，并设置冷却风扇，采用Y/d-11接线，励磁变压器高压绕组与低压绕组之间应有静电屏蔽，且高压出线端子应能相间封闭绝缘。绕组采用F级绝缘、按B级绝缘考核，变压器按照整流变压器设计。在环境温度-5+45下，保证连续运行不超温，1.6倍额定负荷时持续运行时间10s 。15、10kV中压开关由施耐德开关（苏州）有限公司生产，开关柜由两部分组成，一部分为真空断路器的中置式开关柜，另一部分为由熔断器和真空接触器（F-C）组成的单回路中置式开关柜。16、开关配置原则：容量为1000kW以下的泵类电动机、800kW以下的风机类、研磨类电动机、1250kVA以下的干式变压器采用F-C回路供电，其余回路采用真空断路器回路供电。17、10KV真空断路器额定电压12kV，进线断路器3150A，馈线断路器1250A，额定开断电流40kA，额定短路电流开断次数 100次，额定短路关合电流 100kA（峰值），额定开断电流直流分量40%，热稳定电流40kA（有效值）/4S，机械寿命次数 30000次，雷电冲击耐受电压（峰值）75kV，一分钟工频耐受电压（有效值）42kV 。18、10KV中压开关弹簧储能式操动机构，操作机构控制电压为直流 110V，储能电机电压为直流220 V，在65%120%额定操作电压下可靠分闸，在小于30%额定操作电压下不分闸；在80%110%额定操作电压下可靠合闸。其操作循环为：分-0.3s-合分-180s-合分，合闸时间4563 ms，分闸时间 3553ms。19、变压器微机综合保护装置；变压器微机差动保护装置（容量大于等于2000kVA的变压器回路需另外加装与之配套的变压器微机差动保护装置）；电动机微机综合保护装置（容量大于等于2000kW的电动机回路需另外加装与之配套的电动机微机差动保护装置）。20、10KV中压开关的防误功能有：高压开关柜应具备防止误分、误合断路器，防止带负荷分、合隔离插头，防止接地开关合上时（或带接地线）送电，防止带电合接地开关（或挂接地线），防止误入带电隔室等五防功能。21、500KV断路器由北京ABB高压开关设备有限公司生产，额定电压550kV，额定电流4000A额定开断电流63kA（有效值），雷电冲击耐受电压(1.2/50us)相对地1800kV峰值，；断口间1675kV峰值。22、500KV断路器额定操作顺序O0.3SCO3minCO， 机械固有时间，分闸时间 182ms，合闸时间65ms；其分闸位置状态显示颜色为绿色，合闸位置为红色；23、500KV断路器储能机构电动机为一台单相电机，额定电压交流220V，弹簧储能时间应不超过20秒，跳合闸回路额定电压直流110V。对于跳闸操作，在额定电压的65%120%内，跳闸回路应能可靠动作；30%电压时可靠不分闸。对于合闸操作，在额定电压的80%115%以内，合闸回路应能可靠动作。24、500KV断路器额定气压0.70Mpa，最高气压0.8Mpa, 最低气压0.6Mpa, 报警气压0.62Mpa, 闭锁气压0.6Mpa。25、主厂房每台机组设置两套交流不间断电源装置(UPS)，采用POWSYS公司生产，每套UPS按机组总负荷的100%容量选取(每套容量为100kVA)；主厂房UPS接线型式为单母线单分段，每套UPS设置一段交流母线，正常时两套UPS独立运行，负荷平均分配在两段交流母线。在任一套主机故障时，主机跳开后通过手动合分段开关，将两段馈电母线均接于无故障的主机。当任一段馈电母线故障时，仅跳开故障段的UPS主机和相应开关，不影响另一段的运行。26、脱硫岛设置一套容量30kVA的UPS装置，接线形式为单母线；升压站电气继电器室设置一套15kVA的UPS装置，接线形式为单母线。27、交流不间断电源装置包括主机柜（整流器、逆变器、静态转换开关）、旁路隔离稳压柜、馈线柜等。UPS交流输入电压为三相三线380V/50Hz，输出交流电压为单相220V/50Hz。正常时UPS由工作回路电源保安段供电；工作回路电源失电时，机组和脱硫UPS由主厂房220V直流系统电源供电；网控UPS由网控110V直流系统供电；逆变器故障时，UPS自动切换到旁路电源供电。28、本期工程21000MW机组按采用发电机变压器组单元接线，接入厂内 500kV升压站，500kV 配电装置采用3/2接线方案，出线2回。29本期设置一台高压厂用变压器，型号为SFFZ-74000/27，容量为74/45-45MVA，额定电压2722.5%/10.5-10.5kV，接线组别为D，yn1-yn1，起动/备用电源由厂内500kV升压站母线一级降压获得，在第一台机组调试时需由500kV倒送电力。30、主变压器选择为国产、户外、三相一体、油浸式双绕组变压器，容量为选定为1170MVA，额定电压/27kV，接线组别为YN，d11。31、本期设置一台起动/备用变压器，型号为SFFZ-74000/500，容量为74/45-45MVA，额定电压52581.25%/10.5-10.5kV，接线组别为YN，yn0-yn0,（+d），起动/备用电源由厂内500kV升压站母线一级降压获得，在第一台机组调试时需由500kV倒送电力。32、本工程主厂房内每台机设一组1800Ah动力蓄电池组，用于为应急照明、交流不间断电源、事故直流油泵及其它直流动力负荷供电，每组为104只，电压为220V；每台机设两组800Ah控制蓄电池组，用于为直流控制、保护、测量等负荷供电，每组为52只，电压为110V。每只蓄电池的浮充电电压取2.23V，均衡充电电压取2.33V，事故放电末期终止电压取1.87V。33、每台机组动力220V蓄电池配置一套充电浮充电装置，充电装置暂按30A模块8+2只冗余配置。每台机组两组控制110V蓄电池各配置一套充电浮充电装置，充电装置暂按30A模块10+2只冗余配置。34、直流系统配置微机集中监控装置、绝缘监察装置及电池巡检仪等微机自动监控装置，由其构成以集中监控装置为核心的监控系统，监控系统可通过单元机组厂用电管理系统（ECMS）与单元机组DCS连接，也可以与单元机组DCS直接通信，满足电厂综合自动化的要求。35、220V蓄电池组采用单母线接线，两段单母线间设联络刀闸，两组蓄电池可短时并联运行；110V蓄电池组采用单母线分段接线。采用辐射状供电方式，在控制直流负荷集中处设置直流分屏。网络接线简单可靠，易于查找接地故障点。36、我厂脱硝工艺采用选择性催化还原法，吸收剂采用尿素。采用蜂窝式催化剂，催化剂层数按2+）层设计，2层运行，1层备用。脱硝效率82%。37、我厂设计 FGD系统吸收塔采用一炉一塔配置，每座吸收塔内配置5台单元配置的浆液循环泵。每座吸收塔浆池设置5台侧进式搅拌器，以保证浆液中固态物质的悬浮状态。38、我厂设计雨水排水泵为5台。39、我厂设计主水源为茨淮新河河水，备用水源为西淝河下段河道及洼地来水，另有少量的板集煤矿来矿井水。40、我厂原水预处理有4台机械加速澄清池，单台出力为1000-1200t/h。41、我厂每台机组凝结水精处理系统由250%凝结水量的除铁过滤器加433%中压高速混床组成、1套100%容量的过滤器旁路系统、1套100%容量的混床旁路系统。42、化学每台除盐水箱容量为 3000 m3,共3 台。43.我厂除盐水泵出力为100m3/h，共2台。启动除盐水泵出力为270 m3/h，共3台。44、燃料供应系统从_刘庄矿_来煤：新建火车卸煤沟属于总承包范围，火车来煤直接送至电厂。 45、每台机组设置一套_1600kW _可快速启动的柴油发电机，柴油发电机直接连接到保安PC，由保安PC再分别供电给汽机保安MCC、锅炉保安MCC及脱硫保安MCC。汽机保安MCC或锅炉保安MCC设置三回进线，一回来自 _保安PC _，另两回来自_汽机PC_和_锅炉_ PC。46、我厂一期工程装设二台1000MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为高效超超临界参数_变压_直流炉、一次再热、平衡通风、_全露天_布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构_型锅炉，由上海电气集团股份有限公司供货。47、 我厂汽轮机型号_N1000/28/600/620_,汽轮机为超超临界、一次中间再热、_四缸四排汽_、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，汽轮机具有_九_级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。48、发电机的冷却方式为_水氢氢_冷却方式。发电机的励磁型式为自并励静止_ 49、电除尘采用_三室五电场_电除尘器，除尘器考虑五电场均采用高频电源等节能措施，提高运行经济性。除尘器出口保证排放浓度小于50mg/Nm3。考虑脱硫系统除尘作用，烟囱出口满足小于30mg/Nm3。50、 我厂设计发电标准煤耗率：262.08g/kW.h _ 供电标准煤耗率：_272.72g/kW.h _,含脱硫厂用电率_3.9%，电气专业提供。51、汽机旁路采用_高、低压两级串联电动启动_旁路，按 _40%BMCR _容量的高低压串联旁路，主机、系统应按满足该功能设计。52.每台机组设置250%容量汽动锅炉给水泵，两机公用一台_30% 容量电动启动泵_。采用单列13台高压加热器（3高加设外置式蒸汽冷却器），设置三通阀大旁路。53、主蒸汽管道从过热器出口集箱接出_两_根后，两路主蒸汽管道在汽轮机机头接入主汽门，在靠近主汽门的两路主蒸汽管道上设有相互之间的压力_平衡连通 管。54、再热冷段管道由高压缸排汽口以（双）管接出，合并成_单 管后直至锅炉前分为两路进入再热器入口联箱。再热热段管道从再热器出口集箱接出 _两_根后，两路分别接入汽轮机左右侧中压联合汽门，在靠近中压联合汽门的两路管道上设有相互之间的压力平衡连通管。冷再热蒸汽作为给水泵汽轮机在机组启动和低负荷时的_备用 汽源，同时还作为_辅助蒸汽 系统的汽源之一。55、每台机组配置2100%容量立式凝结水泵配_一拖二_变频56、烟囱本期新建1座_240m _高，双套筒烟囱,脱硫系统_不设_旁路。57、我厂密封风机采用离心式风机入口空气取自_冷一次风风管_。58、我厂锅炉采用_等离子_点火模式，每台炉设置_两套_等离子点火装置，取消燃油系统。59、锅炉采用三分仓回转式空气预热器，一、二次风自成系统，一次风机、送风机、引风机选用动叶可调轴流式风机，2台_三通道_五电场静电除尘器，除尘效率确定为_99.8%；本工程采用双内筒套筒式烟囱，烟囱出口内径8.2m，高度为240m。60、汽轮机在热耗率验收(THA工况)工况的热耗率值(优化后)：7190.1kJ/kW.h， 锅炉保证热效率（按低位发热量）：_94.3% (BRL工况)管道效率：_99.4%（估计值）发电厂热效率：_46.93%每百万千瓦容量耗水量（m3/GWS）：_0.385 61、燃烧系统方式：中速磨冷一次风机_正压直吹系统。 不投油最低稳燃负荷：_30%B-MCR。每台锅炉配_6台耐压式重力式给煤机，出力_10130t/h。62、轴封汽系统为自密封系统，其压力和温度是自动控制的，并符合_防止汽轮机进水 而损坏汽轮机的措施，该系统还能向给水泵汽轮机供轴封汽，轴封系统的备用汽源满足机组冷热态启动和停机的需要。该系统设有轴封压力_自动调整装置、_溢流泄压装置 和轴封抽气装置。63.我厂设计燃用煤种为_烟煤。64.我厂设计燃煤热值为_20.083MJ/kg，核煤种热值为_18.195MJ/kg 。65、锅炉排烟温度为_121。66、煤粉细度为（R90=20）%。67、锅炉脱硫效率_ 97% 。68、锅炉脱硝效率_ 82% 。69、锅炉采用带_启动循环泵 的启动系统。二、 问答题 1、AVR至少应设有哪些附加单元？答：过励磁限制；过励磁保护；低励磁限制；低励磁保护；电力系统稳定器（PSS）；附加过流保护；V/H限制及保护；转子接地保护（二段定值）；PT断线保护，无功电流补偿，线路阻抗压降补偿，无功和功率因数调节器，定子电流限制（限制过励或欠励工况下定子过流），系统负荷响应控制，机组的自启动或停机控制装置和整定点设置。2、我厂10KV电动机都有哪些、功率多大？答：1）#1机厂用负荷表（参考）序号名称额定容量（kW）数量（台）1引风机780022电动启动给水泵（电源一）500013循环水泵330034送风机220025一次风机280026凝结水泵240027凝结水泵变频器240018低加疏水泵25029低加疏水泵变频器250110闭式冷却水泵280211闭式冷却水泵变频器280112磨煤机900613锅炉启动再循环泵650114螺杆式空压机350515雨水泵450216消防水泵315117浆液循环泵1800118浆液循环泵2900119浆液循环泵31000120浆液循环泵41120121浆液循环泵51120122氧化风机250323#6带式输送机355124汽机变1600225锅炉变1600226电除尘变2500327照明变630128检修变630129公用变2000130化水变2500131脱硝变1250232等离子变2500233厂前区变1250134脱硫变1600135煤矿段2319.5136输煤段5739.5137低温省煤器增压水泵250238低温省煤器增压水泵变频器25013、低压厂用电配置原则是什么？答： 低压厂用电电压为380/220V，采用中性点直接接地方式。低压除尘变设专用备用变压器。其余低压厂变成对配置、互为暗备用。低压厂用母线为单母线分段接线。低压厂用电系统采用PC-MCC两级供电方式，75kW及以上的电动机和200kW及以上的静止负荷接于动力中心，75kW以下的电动机和200kW以下的静止负荷接于电动机控制中心。成对的电动机控制中心由成对的动力中心单电源供电，成对的电动机由对应的动力中心或电动机控制中心供电，接有单台、类负荷的电动机控制中心由不同的动力中心供电，双电源自动或手动切换。4、低压厂用电PC和MCC如何区分的？ 答:75kW及以上的电动机和200kW及以上的静止负荷接于动力中心，75kW以下的电动机和200kW以下的静止负荷接于电动机控制中心。5、锅炉补给水处理系统工艺流程：答：经石灰澄清过滤的循环水排污水超滤给水泵叠加卧式机械过滤器叠片过滤器超滤装置超滤水箱反渗透给水泵保安过滤器高压泵反渗透装置淡水箱淡水泵逆流再生强酸阳离子交换器逆流再生强碱阴离子交换器混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房热力系统。6、锅炉点火前为什么要进行吹扫？答：锅炉点火前进行吹扫的目的是为了清扫积聚在炉膛及管道内的没有燃烧的残余燃料和可燃气体，防止炉膛点火时发生爆燃。7、汽轮机机启动方式可分为几种。答：（1）冷态启动（停机超过72小时，汽缸金属温度约低于该测点满负荷值的40）（2）温态启动（停机在10至72小时之间，汽缸金属温度约在该测点满负荷值的40至80之间）（3）热态启动（停机不到10小时，汽缸金属温度约高于该测点满负荷值的80）（4）极热态启动（机组脱扣后1小时以内，汽缸金属温度接近该测点满负荷值）8、在什么情况下，可相应立即将主汽门脱扣，破坏真空，进行紧急停机。答：汽轮机突然发生强烈振动，或清楚地听出机内金属撞击响声；汽轮机发生水冲击，汽温急剧下降，并伴有下列象征：（1） 主蒸汽管道或抽汽管道发生强烈振动及有冲击声。（2） 轴向位移增大，推力轴承温度急剧上升；（3） 油系统着火，且不能迅速扑灭时；（4） 任何轴承回油温度超过规定值或轴承冒烟时；（5） 轴端汽封磨擦冒火花时；（6） 油箱油位下降至紧急停机油位线时；（7） 轴承润滑油压降低至规定值，保护装置不动作时；（8） 推力轴承损坏时；（9） 具体事故处理规程应执行汽轮机制造厂运行规程。9、汽动给水前置泵与主泵同轴设置的优缺点？答：（1）从经济性方面考虑，小机带动前置泵比单独设置电动前置泵可减少厂用电率（约0.14%容量，按设备年利用5000小时计算，两台机组年节约厂用电约1400万度，按本工程可研报告中的上网电价445.9元/MWh计算，两台机组节约厂用电每年带来的收益为约624万元）。同时小汽机的进汽量要增加7t/h，机组的发电标煤耗将增加约0.2g/kWh，每年两台机组增加发电标煤耗