值长考试题Word格式.docx

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16）安排相关人员去电子间确认保护动作的正确性，并复位。

17）厂用电恢复送电条件满足后，及时恢复送电。

2.简要说明你电厂所在电网发电厂管理实施细则的内容，哪些情况为违反调度规定。

内容：

1）运行管理的要求，包括安全运行管理，调度运行管理，检修管理，技术指导管理

2）考核的实施与结算，监管与罚则

3）发电计划技术要求和发电机及升压站一次设备运行技术要求

4）一次调频与AGC的技术要求

5）励磁系统技术管理要求

6）继电保护，安全自动装置和自动化技术管理要求。

7）调度通讯系统和计量系统的技术管理要求。

出现下列事项之一者，定为违反调度纪律

1）未经电力调度交易机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态,以及与电网安全稳定运行有关的机组调速系统（一次调频）、励磁系统（包括PSS）、高频切机、低频切机、安全稳定控制装置、AGC、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外）；

2）不执行调度指令；

3）不如实反映调度指令执行情况；

4）现场值班人员离开工作岗位期间未指定接令者，延误电网事故的处理；

5）不执行电力调度交易机构下达的保证电网安全运行的措施；

6）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度交易机构汇报者（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；

7）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度交易机构汇报事故经过或造假谎报。

3.机组启动过程如何控制汽水品质？

有哪些汽水品质？

机组并网后多长时间达到正常值。

1）机组启动时，凝结水质量可按下表规定开始回收。

外状

硬度

μmol/l

铁

钠

二氧化硅

铜

μg/l

无色透明

≤10.0

≤80

≤30

凝结水精处理正常投运,铁的控制标准可小于500μg/l

2）机组启动时，应严格监督疏水质量。

当高、低压加热器的疏水含铁量不大于400μg/l时，可以回收凝汽器。

3）锅炉启动时，给水质量应符合下表规定，且在8h内达到正常运行时的标准值。

项目

氢电导率（25℃）

溶氧

μs/cm

标准值

≈0

≤0.50

≤50

4）锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，可按下表控制，且在8h内达到正常运行时的标准值。

项目

氢电导率

（25℃）μs/cm

≤0.50

≤15

≤20

进入汽轮机蒸汽品质如下：

钠≤3μg∕kg（理想值≤2μg/kg）

二氧化硅≤10μg∕kg（理想值≤5μg/kg）

铁≤5μg∕kg（理想值≤3μg/kg）

铜≤2μg∕kg（理想值≤1μg/kg）

氢电导率（25℃）≤0.15μs∕cm（理想值≤0.1μs／cm）

4.根据二十五项反措，结合我公司实际说说防止尾部烟道再燃烧的措施。

锅炉尾部再燃烧现象

1）再燃烧处烟气温度或受热面温度不正常地升高，温度突升率大于10℃/min。

2）排烟温度、热风温度不正常地升高。

3）从烟道不严密处向外冒烟或喷出火星。

4）若空预器发生燃烧，则“红外热点探测”装置将报警，严重时，外壳将发热或烧红，驱动电机的电流出现大幅波动，甚至卡涩停转。

处理措施

1）加强油枪管理，保证油燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。

2）锅炉采用等离子点火启动时，在启动初期应加强燃烧调整工作。

3）做好制粉系统的调整工作，确保煤粉粗细符合要求。

4）加强锅炉尾部烟温的运行监视。

5）加强锅炉燃烧调整工作，做到合理配风，防止油、煤及未完全燃烧产物在尾部受热面或烟道上存积。

6）防止空预器再燃烧的措施

（1）完善空气预热器的吹灰系统，蒸汽吹灰汽源的应满足机组启动和低负荷期间

的吹灰需要。

锅炉采用油枪点火或等离子点火启动，空预器都应投入连续吹

灰，并保证吹灰蒸汽参数合格。

（2）空预器的消防系统和水冲洗系统必须可靠备用。

空预器本体有完整的隔离手

段、联锁保护、停转保护和火灾报警装置。

（3）空预器检修后必须将杂物彻底清理干净，并进行转子蓄热元件通透性专项检

查合格后方可投入运行。

（4）锅炉较长时间低负荷燃油、等离子点火系统冷炉启动或煤油混烧，应根据具

体情况结合停炉对空预器受热面进行检查。

（5）空预器发生停转，必须立即进行隔绝并投入吹灰蒸汽和气动马达，同时快速

减负荷到规定值，如挡板隔绝不严或盘车不动应尽快停炉。

（6）机组和空预器停运初期，应加强对空预器的监视和检查。

停炉时间超过1周

时，应对空预器受热面进行检查。

（7）可燃物在空预器转子蓄热元件间积存严重时，必须及时进行规范的水冲洗，

冲洗后及时彻底干燥

5.机组做甩负荷试验前，作为值长应该做哪些工作？

值长应做好以下工作：

1）值长及时通过部试验前解除MFT联跳汽机、小机保护，零功率切机保护、高低旁快开功能，汽机ATT试验、柴发带载试验，冷态运行五小时以上、试验前稳定一小时以上

2）试验领导机构成立，职责分工明确；

试验方案已经技术交底，做好运行操作的技术措施及事故预想，运行操作票编制完成并按要求执行；

3）试验前，机组已带额定负荷稳定运行，各主辅设备系统、运行良好，热工保护、自动能够投入且动作调节正常，各主要监视仪表指示正确。

4）汽机DEH静态试验合格、运行正常；

汽机各油泵连锁启动正常；

高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门无卡涩，关闭时间满足要求，ATT试验合格，高中压主汽门严密性试验合格；

5）汽机超速试验合格，机头紧急停机保护动作正常；

轴封蒸汽参数满足要求，辅汽满足要求；

高低旁投自动位，再热汽安全门校验完毕，动作可靠

6）锅炉油枪能够正常投入，各磨煤机启停及负荷调节正常；

7）柴发能够可靠投运，自启动连锁功能经试验正常，能正常投入；

8）试验必须由总工程师主持，相关专业人员到场。

6、禁止启动并网的条件

1、机组及其辅助设备系统存在严重缺陷。

2、以下任一机组主要保护不能正常工作：

1）锅炉主燃料跳闸保护系统（MFT）。

2）汽轮机紧急跳闸保护系统（ETS）。

3）机组大联锁保护。

4）发电机和励磁保护、主变和高厂变保护等重要电气保护。

3、主要控制系统和自动调节装置失灵，如DCS、DEH、FSSS、MEH、BPC等系统。

尤其是汽轮机调速系统（DEH）不能维持空负荷运行，或甩负荷后不能控制机组转速低于3300r/min。

4、机组主要检测、监视信号或仪表失灵。

5、仪用压缩空气系统工作不正常，或仪用气压力低于0.45MPa。

6、机组及主要附属系统设备及安全保护装置（如锅炉再热器安全阀，高、低压旁路，烟温探针，火焰监视电视等）无法正常工作。

7、电除尘、脱硫、脱硝等环保设施无法正常投用。

8、主机或者辅机油质不合格，汽、水品质不合格。

9、锅炉启动系统中的主要设备存在严重故障，无法满足锅炉启动要求。

10、汽轮机高、中压主汽门、调门、补汽门、高排逆止门、抽汽逆止门、高排通风阀任一卡涩、关闭时间超时或严密性试验不合格。

11、机组本体疏水系统工作不正常。

12、汽轮机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、EH控制油泵之一故障或其功能失灵。

13、转子汽轮机轴向位移超过跳闸值±

1.0mm大轴偏心度超过制造厂规定值，汽轮机高、中压缸上下温差大于55℃，。

14、汽轮发电机组盘车无法投入或盘车过程中动、静部分有明显金属摩擦声。

15、发电机氢、水、油系统工作不正常。

16、500kV升压站或线路不符合并网带电条件。

17、发变组一次系统绝缘不合格，发电机励磁调节系统不正常，发电机同期系统不正常。

18、UPS、直流系统存在直接影响机组启动后安全稳定运行的故障。

19、柴油发电机不能正常启动。

20、上次机组跳闸原因未明或缺陷未消除等

7、哪些情况下可以先处理再汇报调度

1）将直接对人员生命有威胁的设备停电；

2）确知无来电的可能性，将已损坏的设备隔离；

3）运行中的设备有受损伤的威胁时，根据现场规程的规定，将该设备停用或隔离；

4）当母线电压消失时，将母线上的各路开关断开（除指定保留开关外）；

5）当厂用电部分或全部失电时，恢复其电源；

6）整个发电厂或部分机组因故与系统解列，在具备同期并列条件时与系统同期并列。

8、脱硫效率下降的原因及处理

答：

原因

1）浆液循环泵喷淋层喷嘴有部分堵塞，烟气直接逸出吸收塔

2）石灰石的活性差，CaCO3与SO2反应活力减弱

3）PH设定值偏低

4）煤质含硫高超过设计值（吸收塔入口SO2含量高）、负荷高烟气量大。

5）上层浆液循环泵未运行，只是下层的浆液循环泵运行。

烟气与喷淋浆液接触时间相对较短，效率低。

6）进入脱硫系统烟气含尘量增高，粉尘微粒在吸收塔与石灰石浆液接触时，将石灰石微粒（CaCO3）包裹住，SO2与CaCO3接触反应几率减少，使脱硫效率下降。

⑺表计故障不准

1）检验相关表记

2）检查石灰石浆液剂量；

加大石灰石浆液加料量；

检查石灰石粉供货质量

3）检查运行浆液循环泵及氧化风机出力，必要时增启

4）加强浆液排放置换，及时提供PH值

9、闭式水中断处理

1）手动强启跳闸泵或备用泵，若不成功，按下两个“MFT”事故按钮，检查锅炉灭火，确认锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机逆功率保护动作，与系统解列。

检查高中压主汽门、调门、补汽门，高排逆止阀、各抽汽逆止门、抽汽电动门关闭，高排通风阀自动开启（转速下降后手动关闭），汽机转速下降，所有磨煤机、给煤机、一次风机、密封风机、所有油枪跳闸，燃油跳闸阀、回油跳闸阀全部关闭，检查发电机出口开关、灭磁开关断开，厂用电工作正常。

确认一台汽泵跳闸、锅炉省煤器入口电动门关，过、再热器减温水调节门及前后隔离电动门关闭；

投运的吹灰器保护退出；

所有的辅助风小挡板开启。

2）炉侧重点应确认炉水泵事故水泵联启，闭式水系统疏水电动门联开，确认关闭至炉水泵闭式水供、回水电动总门，并确保炉水泵腔室温度在正常范围内。

3）如果空压机闭式水为本机供，及时关闭本机至空压机冷却水进回水电动门，开启临机至空压机闭式水进回水电动门，及时重新恢复空压机运行。

4）手动停运汽泵，手动关闭高、低压旁路。

关闭主、再热蒸汽管道、汽机本体、抽汽管道上的所有疏水门及其前手动门，切断所有至凝汽器的带压疏水，锅炉启动疏水泵至凝汽器电动门确保关闭，防止热水排至凝汽器。

除氧器水位高时应排往扩疏箱。

5）立即通知停运两台增压风机，低加疏水泵，严密监视各运行辅机的轴承温度、电机线圈温度，并根据温升情况及时停止有关辅机的运行，及时停前置泵、凝泵、

炉水泵、循泵，锅炉吹扫结束后及时停送、引风机，锅炉焖炉，关前置泵进口电

动门。

6）停运EH油泵，严密监视主机润滑油温和各轴瓦温度，发电机氢、油、水系统温度变化，机侧闭式水通过凝补泵补水，并在热交换器闭式水水侧放水，主机冷油器并列运行。

相关辅机停运后关闭其冷却器调节门。

7）汽机转速下降后及时停运真空泵（汽机转速参照凝汽器真空破坏门逻辑执行），开启真空破坏门，待凝汽器压力到0后，停运主机和小机轴封系统运行，防止低压缸安全门爆破。

为防止主油箱进水，手动关闭辅汽至轴封相关手动门和电动门。

汽泵停运后，将汽泵密封水回水切地沟，并依据情况退出密封水、冷却水，防止

油中进水。

8）汽机惰走期间，确认主机交流油泵、交流密封油泵、顶轴油泵运行正常，应注意倾听机组各部分声音正常，重点监视汽机的振动、轴向位移、上下缸温差、瓦温、润滑油供油压力、温度等参数。

9）注意闭冷水箱的水位。

注意除氧器的保压，防止除氧器剧烈振动。

10）汽泵密封水、轴加疏水切至地沟，关闭汽泵卸荷水。

11）强制提升空预器LCS系统的各扇形密封装置。

12）投入发电机突加电压压板，其它按照机组正常停运操作。

13）通知灰硫化停止化学加药。

14）及时通知灰硫化停运取样装置（取样冷却），停运暖通（冷却塔补水）。

15）在恢复时注意，监视凝汽器排汽温度，在排汽温度未降至50℃以下时，禁止启动循泵向凝汽器通循环水。

通知灰硫化及时调整海水净化站运行方式。

16）凝泵恢复运行后建议强制开启低旁减温水、后缸喷水，开启开车放水门等措施加强凝结水换水（通过凝结水补排可以加快降低排汽温度），降低凝汽器排汽温度，为循环水恢复通水创造条件。

17）加强跳闸磨的检查，若机组需停炉检修，还应联系检修人员清理磨煤机及给煤机中的存煤，防止制粉系统着火、爆炸。

18）保持辅汽供应正常。

尽量提高辅汽母管温度，在下一步投轴封拉真空时，确保轴封汽温度与转子金属温度相匹配，防止主机大轴抱死。

10、汽机冲转条件有哪些

1）机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或冲转并网的条件。

2）汽轮发电机组在盘车状态，连续盘车时间不少于4小时。

3）盘车时，转子偏心度、轴向位移等指示正常，汽缸内无动、静摩擦等异常

声音。

4）高、中压主汽门、调门、补汽门和高排逆止门处于关闭位置。

5）确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作自如。

6）主机润滑油、EH油系统运行正常。

主机润滑油滤网后母管压力在0.3MPa以上，油温大于37℃，EH油压力在16MPa左右。

7）凝汽器压力符合限制曲线的要求，不大于13kPa。

8）高旁处于“A3”方式，低旁处于“点火”运行方式。

9）确认氢气纯度大于98%，氢压在0.46～0.48MPa，定冷水流量约120t/h，油氢差压在0.08～0.13MPa之间。

10）定冷水冷却器、氢气冷却器和励磁机冷却器等闭式水侧控制投入自动。

11）启动参数应满足变量温度准则即X－准则。

冷态启动典型冲转参数为：

主汽压力8.5MPa，主汽温度400℃，再热汽压力1.2MPa，再热温度380℃。

12）汽水品质合格，尤其是蒸汽品质在调门开启前必须满足汽机冲转前的蒸汽品质要求，否则汽机自启动顺控子组不会走步。

13）汽轮机启动过程中，锅炉应维持燃烧（包括燃料量）和蒸汽参数稳定。

11、加快冷态启动速度，要做好那些工作

1）提前联系化学化验汽、水、油品质合格

2）大流量冲洗

3）尽快投入高低旁路系统

4）提高给水温度（暖投2号高加、提高除氧器温度、汽水品质合格后加大炉水泵出力减少外排等）

5）按机侧推荐参数，选择合适的冲转参数

6）影响机组启机进度的工作适当提前，相关阀门提前传动完毕并动作可靠

7）提前暖阀尽快满足X准则

12、紧急停机条件

1）汽轮机转速升至3300r/min，而超速保护未动作

2）汽轮发电机组突然发生强烈振动或超过跳闸值（1～5号汽机轴承座振动大于

11.8mm/s，6～8号发电机轴承座振动大于14.7mm/s）。

3）汽轮机内部有明显的金属摩擦声和撞击声

4）汽轮机轴封异常摩擦冒火花

5）轴向位移超过极限值±

1.0mm或推力瓦金属温度超限大于130℃

6）汽轮机发生水击，高、中压缸上下缸温差大于45℃，或10分钟内主、再热蒸汽

温度急剧下降50℃

7）主机润滑油供油中断或油压下降至0.23MPa，备用泵启动仍无法恢复至油压正常。

8）汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或汽轮机轴承（1～5号）金属温度突然升高

超过130℃，发电机轴承（6、7号）温度超过107℃，励磁机轴承（8号）温度

超过120℃。

9）主油箱油位急剧下降，补油无效，油位降至1350mm油位以下。

10）汽轮发电机组油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。

11）发电机、励磁机冒烟着火或氢气系统发生爆炸。

13、如何防汽机进水

1）汽轮机应装设防进水监测装置并可靠投入。

2）在停机时若高、中压缸的上下缸温差不大，可不开启汽缸疏水，以免疏水系统的

水及冷汽返回汽缸。

3）疏水门应定期清理检查，确保畅通。

4）加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。

5）汽缸金属温度测量元件和参数显示应可靠，并定期进行校验。

6）停机后应重点监视汽缸上下缸温差，凝汽器、高低加和除氧器水位。

7）在机组投入轴封以前，要确认疏水系统阀门开启，并保证轴封汽有一定的过热度，

且与转子金属温度匹配。

并在轴封汽投运后立即抽真空。

8）任何时候不要大幅度调整汽温，并确保蒸汽具有相当的过热度。

9）汽轮机在热态下，锅炉不得进行水压试验。

10）注意监视高旁阀后温度，保证有一定过热度（防止高旁减温水不严或误开）。

14、吸收塔监视参数、脱硫有哪七大部分组成

吸收塔PH5~6

吸收塔Cl（mg/l）＜12000

吸收塔密度（Kg/m3）＜1150

除雾器差压（pa）＜112

吸收塔液位（m）＞6.5

增压风机入口压力（pa）＞1100and＜-1000

烟气温度（℃）＜160

石膏含水率（%）＜10

石膏氯离子（mg/kg）＜100

废水出水浊度（NTU）＜70

脱硫吸收塔系统、烟气系统、工艺水系统、石膏脱水系统、浆液制备系统、事故浆液及排放系统

15、汽轮机冲转并网注意事项

2）汽轮发电机组在盘车状态，连续盘车时间不少于4小时。

3）盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示正常，汽缸内无动、静摩擦等异常

主机润滑油滤网后母管压力在0.3MPa以上，油温大于37℃，EH油压力在16MPa左右。

7）凝汽器压力符合限制曲线的要求，不大于13kPa。

9）确认氢气纯度大于98%，氢压在0.46～0.48MPa，定冷水流量约120t/h，油氢差压在0.08～0.13MPa之间。

11）启动参数应满足变量温度准则即X－准则。

主汽压力8.5MPa，主汽温度400℃，再热汽压力1.2MPa，再热温度380℃。

13）汽轮机启动过程中，锅炉应维持燃烧（包括燃料量）和蒸汽参数稳定

16、启机阶段风险高，从技术角度谈如何保证机炉电安全

1）锅炉在油枪投用过程中，应安排人员就地观察油枪雾化良好、燃尽

2）锅炉冷态启动的点火初期，过、再热器处于干烧状态。

此时应根据受热面的金属

许用温度来限制炉膛出口烟气温度，在再热器没有蒸汽流通的时候要求控制低于

540℃。

另外，还需控制管壁的温升速度，因此应在低燃烧率下维持一定时间。

3）投入空预器连续吹灰，并严密监视锅炉烟道各处的烟气温度、各受热面的金属温

度和空预器红外线检测装置，发现异常报警及时到现场确认，防止燃烧不完全引

起尾部烟道二次燃烧

4）在升温升压过程中，应经常监视汽水分离器的内外壁温度差不超过限额，当内外

壁温度差超限时，应停止增加燃料量，延长升温升压的时间

5）在升温升压过程中应加强对各受热面金属温度的监视

6）在机组并网和带初负荷的过程中，必须严格保证锅炉燃烧并保证燃料量的稳定，

将主蒸汽压力控制在允许冲转压力范围之内，防止汽机调门关闭，无法冲转

7）锅炉在湿态与干态转换区域运行时，应尽量缩短其运行时间，并应注意保持给水

流量的稳定，严格按升压曲线控制升压速度，防止锅炉受热面金属温度的波动

8）制粉系统启动、锅炉干湿态切换、停用锅炉启动再循环泵时极易引起汽温波动，

因此在上述操作前要做好预想，并做到平稳操作

9）锅炉升温升压后，应及时联系检修人员检查锅炉膨胀情况，发现异常及时汇报处

理，停止锅炉升温升压

10）在汽机冲转前控制冲转蒸汽温度的时候，为防止引起水塞，过热器减温器后温度应确保过热度

11）汽轮机冲转前，转子应进行连续盘车，尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则要延长盘车时间。

12）汽轮机升速过程中为避免汽轮机产生过大的热应力，

13）在汽轮机启动过程中，尤其是汽轮机过临界的工况下，应严密监视汽轮机组的振动、各轴承温度、汽轮机高、中压缸上、下温差及轴向位移等参数，一旦越限，保护未能及时动作应手动停机。

14）机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机氢冷温度的变化，及时投入各冷油器、氢冷器的闭式水侧，并保持油温、氢温在正常范围内。

15）汽机定速到并网带初负荷过程中，应注意高排压力、温度的变化。

16）在汽机冲转至并网的过程中，应注意锅炉的出力。

注意高低旁

17）随着机组负荷的上升