发电厂集控副值达标题.docx

发电厂集控副值达标题.docx

《发电厂集控副值达标题.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《发电厂集控副值达标题.docx（79页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

发电厂集控副值达标题

岗位知识达标题库

（集控副值部分）

大唐七台河发电有限责任公司发电部

二0一0年七月二十八日

一、填空题

1、凝汽器抽真空前，禁止有（疏水）进入凝汽器。

2、凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值称为（冷却倍率）。

3、凝汽器的经济真空是（为了提高真空使发电机组增加的电功率与增加冷却水量使循环泵多耗的电功率之间的差增大的真空）。

4、凝器设备运行主要监视参数有排汽压力，凝汽器的（入口蒸汽温度）、（出口凝结水温度），循环水的（出入口温度）、（出入口压力）及循环水泵耗功等。

5、在一台运行，另一台凝结水泵做检修措施时，在关闭入口阀前，应先关闭（出、入口空气阀），掌握适当时机关闭（密封水阀），保证密封水阀关闭，入口阀也关闭，恢复措施时操作相反。

6、除氧器在运行中，由于（机组负荷）、（蒸汽压力）、（进水温度）、（水位变化）都会影响除氧效果。

7、除氧器在滑压运行时易出现（自生沸腾）和（返氧现象）。

8、低加运行中投入低加出口水温升不大于（3℃/min），机组运行中高加投入控制给水温升速度不大于（1.85℃/min（111℃/h））。

9、停机后应监视（除氧器）、（凝汽器）、（加热器）水位。

10、除氧器满水会引起（除氧器振动），严重的能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机（水冲击）。

11、水泵在运行中出口水量不足可能是（进口滤网堵塞）、（出入口阀门开度过小）、（泵入口或叶轮内有杂物）、（吸入池内水位过低）。

12、盘车状态下不得对给水泵进行（放水）操作，严禁在（无水）状态下盘车；

13、主油泵出口油压降至（0.69Mpa）或轴承油压降至（0.0827Mpa）时，跳汽轮机；

14、在（80%）额定负荷下，可解列一个冷却器运行。

15、汽机转子冲动时，真空一般在60—70kPa，若真空太低，易引起（排汽缸大气安全门）动作，若真空过高（使汽轮机进汽量减少、对暖机不利）。

16、热态启动先送汽封，后抽真空，主要防止（汽封段轴颈骤冷）。

17、发电机组甩负荷后，蒸汽压力（升高），锅炉水位（下降），汽轮机转子相对膨胀产生（负）胀差。

18、在冲转并网后加负荷时，在低负荷阶段。

若出现较大的胀差和温差，应停止（升温升压），应（保持暖机）。

19、汽轮机转子在离心力作用下变粗，变短，该现象称作（回转效应）或（泊桑效应）。

20、TIS汽轮机监测显示系统主要对汽机（各瓦振动）、（串轴）、（胀差）等起到监测显示作用。

；

21、一期小机任一点金属温度均小于（127）℃，可停止盘车运行。

22、我公司规程规定停机过程中主、再热蒸汽温度下降速度小于

（2）℃/min。

23、一期除氧器水位低于（1450）MM，给水泵跳闸。

除氧器水位（1000mm）时，联跳给水泵

24、一期350MW机组汽机转速降至（2000）rpm以下，可打开真空破坏阀。

二期600MW机组汽机转速降至（400）rpm以下，可打开真空破坏阀。

25、二期5％负荷暖机期间主蒸汽温升率应尽量稳定，并不得超过（83）℃/H。

进一步加负荷时要确保调节级腔室温升速率最大不超过（110）℃/H。

26、正常时，顶轴油泵出口油压（5~15Mpa）。

27、二期高中压外缸上下壁温差正常运行小于（42℃）。

在额定参数下，高压缸排汽压力为（3.89Mpa），最高不超过（3.95Mpa）。

28、二期锅炉负荷在（30％）以下，给水自动调节系统为单冲量控制，汽包水位（＋127mm）发出高报警，（－178mm）发出低报警。

29、旁路运行时，高旁后温度高于（343）℃延时15秒或低于（121）℃时，汽轮机将跳闸

30、汽轮机上下缸金属温差达（28）℃以上将禁止汽轮机启动。

31、启动前转子弹性热弯曲超过额定值时，应先消除转子的热弯曲，一般方法是（连续盘车）。

32、在冲转并网后加负荷时，在低负荷阶段。

若出现较大的胀差和温差，应停止（升温升压），应（保持暖机）。

33、在汽轮机的启停过程中，采用控制蒸汽的（温升率）的方法能使金属部件的（热应力）、（热变形）及转子与汽缸之间（胀差）维持在允许范围内。

34、正常运行时氢气纯度应大于（96）%为合格，发电机最低氢压为（0.1）Mpa。

35、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的（0.02）mm。

否则禁止起动。

我厂＃1机原始值为（0.02）mm，＃2机原始值为（0.05）mm。

＃3、4机原始值为（0.075）mm。

36、一期当排汽缸温度达（57）℃时，汽缸喷水应自动投入。

37、当高压缸所有金属温度均小于（149）℃时，可以停止盘车。

38、热量传递的三种基本方式（导热）、（热辐射）、（对流）。

39、调门严密性试验时，汽机转速能降至或小于（67）%额定转速，既为调门严密性合格。

40、除氧器滑压运行时，当机组负荷突然降低是时，将引起给水含氧量（减小）。

41、一期冷态启动冲转过程中，转速800RPM维持（20）分钟，调节润滑油温到（32-35）℃。

转速2500RPM润滑油温度为（42）℃，保持（40）分钟暖机时间。

转速3000RPM调节润滑油温（43-49）℃。

转速2500RPM时，中压转子排汽端中心孔温度大于（93）℃。

且维持

（1）小时。

42、一期初负荷暖机中低压联通管温度达到（177）℃，并保持（60）分钟，初负荷暖机结束；初负荷暖机期间，主汽门进汽温度发生变化，则每增加（1.67）℃，应增加

（1）分钟暖机时间。

43、停变频凝结水泵时，先停（变频器），再断开凝结水泵（6KV开关）。

44、凝汽器可在机组带（75％）负荷下进行半面解列，但运行时间小于24小时。

45、汽轮机转速低于（2850rpm）或油压降至（0.08）MPa时，润滑油泵自启动。

46、启动变频泵时先合（6KV开关），再启动（变频器）。

47、EH油系统压力降到（11.2）MPa，联动备用泵；

48、EH油系统压力降到（7）MPa，跳主机；

49、润滑油泵跳闸或润滑油母管油压降至（0.076）MPa时，事故油泵自启动；

50、汽轮机轴承油压降至（0.035）MPa时，跳汽轮机；

51、主油箱液位达正常值以上（102）mm时，发出油位高报警。

52、汽轮机转速高于（2100rpm）顶轴油泵自停止，汽轮机转速低于（1900rpm）顶轴油泵自启动。

53、二期机组负荷（＜10%）额定负荷联开高压管道疏水门；（＜20%）额定负荷，联开中低压管道疏水门。

54、汽轮机停机后电动盘车故障，应在转子上做一记号，每隔（30）分钟手盘车（180°），电动盘车修复后应在（两次手动盘车间隔时间中间）投入。

55、启机过程中没，主蒸汽温升不大于

（1）℃/min，再热蒸汽温升不大于（1.5）℃/min，并保持有（50）℃的过热度；

56、一期汽轮机冲转前凝汽器压力要在（17.4）kPa以下

57、正常运行中的机组负荷增减，速率一期应控制在（1～1.5）额定负荷%/min

58、在降负荷过程中，当发现汽机应力大于允许应力的（80）%时，应减小甚至停止减负荷

59、二期汽轮机在暖机过程中，温升速率不得超过（55）℃/小时

60、汽轮机在低负荷运行时，要注意监视排汽缸温度，当排汽缸温度达到（120）℃时应打闸停机

61、二期密封油第一路备用油源由主油泵供给，当氢油压差降到（0.056）Mpa，备用压差阀自动开启

62、二期汽轮机冲转前凝汽器压力要在（13）kPa以下

63、正常时，顶轴油泵出口油压（5~15）Mpa

64、在汽机预暖时，逐渐开大#2主汽阀内旁通阀开度，当高压缸内起压后，适当开启（主汽阀后至中压联合汽门前之间的所有）疏水阀

65、在发电机气体置换过程中，密封油压力高于机内压力（0.035MPa～0.05）MPa

66、密封油真空泵的作用是（保证密封油的清洁度，防止氢气纯度下降）

67、机组正常运行时，凝汽器的真空靠（排汽凝结成水，体积缩小）形成的。

68、表面式凝汽器主要由（外壳）、（水室端盖）、（管板）、以及（冷却水管）组成。

69、凝汽器的投运可分为两个步骤即（水侧投运）和（汽侧投运）。

70、凝汽器水质恶化的可能是因为（冷却水管胀口不严）、（冷却水管漏泄）等原因。

71、凝汽器冷却水出口温度与排汽压力下的饱和温度之差称为（凝汽器端差）。

72、凝汽器真空升高，汽机排汽（下降）。

73、非检修状态时，两台凝结水泵入口阀均处于（全开）状态。

74、加热器一般把传热面分为（蒸汽冷却段）、（凝结段）、（疏水冷却段）三部分。

75、为防止甩负荷时，加热器内的汽水返流回汽缸，一般在抽气管道上装设（逆止门）。

76、高压加热器水位保护动作后，（旁路阀）快开，（出、入口门）快关。

77、加热器泄漏会使（端差升高）、（出口水温下降）、（汽侧水位高）、（抽汽管道冲击）。

78、除氧器在运行中，由于（机组负荷）、（蒸汽压力）、（进水温度）、（水位变化）都会影响除氧效果。

79、除氧器在运行中主要监视（压力）、（水位）、（温度）、（溶氧量）。

80、除氧器按运行方式不同可分为（定压运行）、（滑压运行）。

81、除氧器在滑压运行时易出现（自生沸腾）和（返氧现象）。

82、水泵的主要性能参数有（流量）、（扬程）、（转速）、（功率）、（效率）。

83、水泵在运行中出口水量不足可能是（进口滤网堵塞）、（出入口阀门开度过小）、（泵入口或叶轮内有杂物）、（吸入池内水位过低）。

84、水泵在运行中发生汽蚀后，轻者（流量）、（扬程）下降，重者泵不打水

85、离心泵一般（闭阀）启动，轴流泵（开阀）启动。

86、润滑油系统中冷油器油侧压力（大于）水侧压力。

87、除氧器满水会引起（除氧器振动），严重的能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机（水冲击）。

88、循环水泵正常运行中应检查（电机电流）、（入口水位）、（出口压力）、（轴承温度）、（电机线圈温度）、（循环泵的振动）。

89、循环水泵主要用来向汽机的（凝汽器）提供冷却水，冷却（汽机排汽）。

90、球清洗系统的作用是（清除凝汽器冷却水管内壁的污垢，提高热效率）。

91、循环水泵出力不足的原因主要有（吸入侧有异物）、（叶轮破损）、（转速低）、（吸入空气）、（发生汽蚀）、（出口门调整不当）。

92、给水泵泵组的前置泵的作用是（提高给水泵入口压力，防止给水泵汽蚀）。

93、给水泵不允许在低于（最小流量）下运行。

94、大机组除氧器滑压后，给水泵易出现（汽蚀）。

95、轴流泵在带负荷条件下启动，即（全开出口门）启动，此时（轴功率）最小，不会因过载而烧毁电机。

96、凝结水泵的轴封处需连续供给（密封水），防止空气漏入泵内。

97、启动的凝结水泵（入口门）应开启，密封水正常，泵体（空气门）全开，（出口门）开启。

98、单元机组按运行方式可分为（炉跟机）、（机跟炉）、（协调）三种方式。

99、汽机启动按金属温度分可分为（冷态）、（温态）、（热态）。

100、大型机组充氢一般采用（中间介质置换法）。

101、汽机转子冲动时，真空一般在60—70kPa，若真空太低，易引起（排汽缸大气安全门）动作，若真空过高（使汽轮机进汽量减少，对暖机不利）。

102、汽机热态启动时一定要（先）送轴封，（后）抽真空。

103、真空严密性试验在（80%）额定负荷以上，且（运行稳定）才允许试验。

104、密封油箱油位低的原因可能是（排油浮子阀卡涩动作失灵）、（空氢侧密封油差压大）、（发电机进油）。

105、汽机处于静止状态，严禁向（汽机轴封）供汽。

106、加热器投入的原则，（由低到高），（先投水侧，后投汽侧）。

107、机组启动时，上缸调节级处金属温度低于是（150）℃时，称为冷态启动，金属温度在（150--300）℃之间称为温态启动，金属温度在（300）℃以上为热态启动。

108、汽轮机上下缸温差超过（50）℃时，禁止汽轮机启动。

109、热态启动冲转前，应连续盘车（2--4）小时以上。

110、汽轮机停机包括从带负荷状态减去（全部负荷），解列（发电机）、切断汽机进汽到转子（静止），进入（盘车）状态。

111、汽轮机主蒸汽温度在10min内下降（50）℃时应打闸停机。

112、凝汽器真空下降的主要象征为：

排汽温度（升高），端差（增大），调节器门不变时，汽机负荷（下降）。

113、凝器设备的运行主要是能达到（最有力真空）、减少凝结水（最有力真空）和保证凝结水品质合格。

114、氢冷发电机充氢后在运行中，机内氢纯度应达到（96%）以上，气体混合物中的氧量不超过（2%），氢气相对湿度不大于（25g/m3）。

115、给水泵汽化的原因有：

除氧器内部压力（低），使给水泵入口温度（高于）运行压力下的饱和温度而汽化；除氧器水位（低），给水泵入口（压力低）；给水流量小于（最低流量），未及时开启再循环门。

116、给水泵严重汽化的象征：

入口管内发生不正常的（冲击），出口压力（下降），并摆动，电机电流（下降并摆动），给水流量（摆动）。

117、发现给水泵油压降低时，要检查（油滤网是否堵塞）、（冷油器或管路是否漏泄）、（减压件是否失灵）、（油泵是否故障）等。

118、汽轮机运行中发现凝结水导电度增大，且凝汽器水位异常升高，应判断为凝汽器冷却水管（泄漏）。

119、高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位（升高）、给水温度（降低），汽侧压力（升高），汽侧安全门动作。

120、汽轮发电机负荷不变、循环水入口水温不变，循环水流量增加，排汽温度（下降），凝汽器真空（升高）。

121、发现汽轮机真空下降，应根据不同情况采取增加（循环水量），提高抽气器的工作介质压力，提高轴封供汽（压力）。

122、汽轮机轴承分为（推力轴承）和（支持轴承）两大类。

123、正常运行时润滑油温一般控制在（45-49）℃之间。

124、启动期间过热、再热蒸汽温度不得高于（546）℃。

125、冷却水温升是冷却水在凝汽器中（吸）热后其温度（上升）的数值。

126、电动给水泵润滑油压大于（0.18）MPa且无报警信号时，允许启动给水泵。

127、主油泵出口油压下降至（1.31）MPa或冷油器前润滑油母管油压降至（0.1034）MPa时，盘车油泵自启动。

128、涡轮泵出口油压降至（0.069）MPa时，电动抽吸泵自启动。

129、滑油过滤器压差达（0.05516）MPa时，发出压差高报警，压差达（0.172）MPa时，发出压差HH报警。

130、主油泵出口油压降至（1.24）MPa或润滑油母管油压降至（0.069）MPa时，事故油泵自启动。

131、机组负荷大于（30）%时，将联锁开启四抽至除氧器供汽电动阀。

132、凝汽器换热端差在（2.8～12）℃范围内。

133、过冷度增大的原因有（凝汽器水位过高）（凝汽器内积存空气）、冷却水管道布置过密等。

134、运行凝结水泵入口滤网压差低于（8）kPa。

135、凝汽器最高运行温度不应超过（80）℃。

136、短时停机或停机时间在一周以内，没有检修工作要求停盘车时，保持盘车（连续运行），高压缸任一点金属温度大于（260℃），必须经总工程师批准方可停止盘车，且时间不允许超过10分钟，停止5后分钟应将转子翻转180°；当高压缸所有金属温度均小于（149℃）时，可以停止盘车；当可保证各轴承温度低于（116℃）时，方可停止润滑油系统运行。

137、循环水泵电机的额定电流时（249.1）A。

138、循环水泵电机温升不超过（100）℃。

139、循环水泵的特点是（流量大）、（扬程低）。

140、循环水升压泵入口滤网压差达（20）kPa，发压差高报警。

141、凝结水储水箱水位（8）米发高水位报警，低于（6）米发低水位报警。

142、在疏水导入凝汽器之前应开启（缓冲罐）喷水。

143、由凝结水再循环阀保持凝结水流量不低于（90）t/h。

144、凝结水系统正常运行后，将（凝结水）至膨胀水箱补水阀开启。

145、闭冷水泵电机的额达电流为（36.1）A。

146、闭式冷却水母管压力（0.6~0.8）Mpa。

147、事故油泵投运或真空泵停运时，运行中每隔（8）小时进行一次氢气置换，保证氢气纯度在（90%～92%）以上。

148、运行中密封油泵均故障时，由润滑油供密封油运行，此时机内氢压最高可达（0.25）MPa，同时根据发电机风温降低负荷运行。

149、影响排烟热损失的主要因素有：

（排烟温度）、（排烟量）。

150、汽包是工质（加热）、（蒸发）、（过热）三个过程的连接枢纽。

151、省煤器吸收（排烟余热），降低（排烟）温度，提高锅炉效率，节约燃料。

152、煤的主要特性指煤的（发热量）、（挥发份）、焦结性、灰的熔融性、（可磨性）等。

153、煤的工业分析成份有（水分）、（灰分）、（挥发分）、固定碳。

154、锅炉水压试验有（工作压力试验）、（超压试验）两种

155、当回转式空气预热器的入口烟温降到（204℃）以下时方可停空气预热器。

156、滑参数停炉一般主汽压力下降速度不大于（0.05Mpa/min），主汽温下降速度不大于（1~1.5℃/min）。

再热汽温速度下降不大于2~2.5℃/min。

157、锅炉熄火后，一般通风（5~10）min后停止送风机、引风机、。

158、锅炉的经济负荷一般为额定负荷的（75%~90%）左右。

159、炉膛发生爆燃有三个条件；

（1）（有燃料和助燃空气的积存）；

（2）（燃料和空气的混合物达到了爆燃的浓度）；（3）（有足够的着火源）。

160、空予器的作用是利用锅炉（尾部的余热）加热燃烧所用的（空气）。

161、过热器热偏差主要是（受热不均）和蒸汽（流量不均）所造成的。

162、锅炉冷态上水时间夏季为（2~3）小时，冬季（4~5）小时。

163、锅炉停止运行，一般分为（正常停炉）和（故障停炉）两种。

164、当高加故障时给水温度（降低）将引起汽温（上升）。

165、燃煤中的水分增加时，将使对流过热器的吸热量（增加）。

166、在外界负荷不变的情况下，燃烧减弱，汽包水位先（下降）后（上升）。

167、加强水冷壁吹灰时，将使过热蒸汽温度（降低）。

168、锅炉（停止上水）后，开启省煤器再循环门。

169、锅炉所有水位计损坏时，应（紧急停炉）。

170、烟道再燃烧的主要现象是：

炉膛负压和烟道负压（失常），排烟温度（升高），烟气中氧量（下降），热风温度、省煤器出口水温等介质温度（升高）。

171、水冷壁损坏的主要现象是：

炉膛发生强烈响声，燃烧（不稳），炉膛负压（下降），汽压汽温（下降）汽包水位（低）。

给水流量不正常的（低）蒸汽流量，烟温（降低）。

172、锅炉满水时，汽温（迅速下降），蒸汽管道会发生（水冲击）。

173、制粉系统出力包括（磨煤出力）、（干燥出力）、（通风出力）三种

174、锅炉的热损失有（排烟损失）、（化学不完会燃烧损失）、（机械完全燃烧损失）、（散热损失）、（灰渣物理热损失）。

175、锅炉冬季启动及运行中应投入（暖风器），提高（进入空予器）的（冷风温度），提高（预热器冷端的金属温度），减小（低温腐蚀）。

176、吹灰时应沿（烟气流动）方向吹扫，以提高吹灰的效果

177、水冷壁结渣会影响水冷壁的（吸热）使锅炉蒸发量（降低），而且会使过热、再热汽温（升高）。

178、送风机液压油压力低于（0.8MPa）备用油泵联启。

179、两台送风机在运行，一台送风机跳闸，自动隔离另一台送风机，关闭其（动叶）和（出口挡板）。

180、一次风机电机的额定电流（157.2A），电流超过（145A）报警。

181、炉膛压力大于（＋250Pa）时，闭锁送风机动叶开度（增加）。

182、一次风机停止运行时，一次风机控制自切到（手动）方式（出口挡板）、控制挡板自动关闭。

183、过剩空气量太大，烟气量（增加），火焰中心（上移），炉膛出口烟温（升高）。

184、发出一次风机启动指令，确认一次风机启动，（出口挡板）开启；（冷一次风挡板）开启。

185、只有一台一次风机运行时，关闭（另一台一次风机冷、热一次风挡板）。

186、为防止误操作现增加负压设定按钮后在（CAS）方式下正常设定值为（-150Pa），启停磨、锅炉吹灰、吹扫粉管时设定值改为-220Pa。

187、引风机入口烟温低于（50）℃可以停止冷却风机。

188、风机停运（30）min并确认转子停止转动后，方可停止润滑油泵运行。

189、炉膛压力小于（-250Pa）时，闭锁送风机动叶开度（减少）。

190、送风机电机额定电流（96.4A）送风机电流超过（90A）报警。

191、送风机轴承振动达（6.3）mm/s发出报警信号，达（11）mm/s引风机跳闸。

192、两台风机停运一台风机将机组降负荷至（60%）MCR；将两台引风机的工况点同时调低到（喘振线的最低点）以下。

193、一次风机风机轴承振动（0.08mm）振动超标。

194、送风机润滑油流量小于（3）l/min、风机轴承振动大于（6.3）mm/s发出报警信号。

195、送风机（不转动）时可以停止油泵。

196、锅炉点火后，偏差限制系统已激活，当燃料量大于空气量，自动减少燃料量，闭锁送风机动叶开度的（减少），增加（风量）。

197、所有引风机跳闸（5）分钟且炉膛压力不低时，自动开启引风机（出、入口挡板），全开引风机（动叶）。

198、磨煤机润滑油箱油温低于（30℃）时，启动加热器；油箱油温高于（40℃）时，停止加热器。

199、主润滑油站发出启动指令后油温不低于（15）℃时，低压油泵自动启动；高压油泵入口压力不低于（1bar），温度不低于（35）℃，高压调中心油泵、高压顶轴油泵自动启动。

200、主减速机油站电加热器控制开关置于“自动”位时，油温低于（30）℃自启，高于（40）℃自停；冷油器冷却水电磁阀控制开关置于“自动”位，油温高于45℃自动开启，低于25℃自动关闭。

201、噪音信号低于（35％）不超过2分钟时，给煤机转速受磨充填曲线控制；噪音信号低于（35％）超过2分钟时，给煤机转速受煤位信息控制。

202、每只燃烧器共有（6）种（15）个风室（15）个喷嘴,其中顶部燃烬风室

（2）个,煤粉风室（6）个,油风室（3）个,中间风室

（2）个,上下端部风室各

（1）个。

203、空心轴温度高于（60）℃报警（70）℃磨跳闸

204、磨跳闸顺序：

给煤机停止联关（给煤机出、入口插板），

（1）分钟后停止刮板电机；（旁路风）门、（负荷风）门、（一次风隔离）门、（冷风）门、（热风）门关闭；主电机停止，（30）秒后密封风机停止；相应二次风挡板关闭；（一次风管截止）门关闭。

205、在磨煤机运行时，可停止（调中心）油泵，但在启动磨时，必须启动（调中心）油泵。

206、发出辅助电机启动指令（30）秒后，辅助电机启动，释放制动器；电机启动

（2）秒后，气动离合器启动。

207、密封风机额定电流（132A）,密封风机电流高（120A）报警，禁止超过（126A）

208、磨主电机额定电流（176.6A），主电机电流高（175A）报警，主电机电流低（20-100A）报警；主电机线圈温度高（100）℃报警，高高（130）℃手动跳闸磨煤机；主电机轴承温度高（70）℃