集控巡操锅炉专业题库4分析.docx

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集控巡操锅炉专业题库4分析

15.发电机气体系统

15.1.发电机充氢的注意事项有哪些？

1）

发电机充氢要从底部充入，速度要缓慢，特别在提高氢纯度阶段。

2）

充氢入口压力不能过高，当发现有氢气泄漏应立即停止充氢，充氢现场有

动火严禁进行充氢活动。

3）

充氢前要先投入密封油系统，充氢要充到符合规定的纯度和压力。

4）

在充氢过程中，发电机内气体的排放要排到室外。

5）

在充氢完后，要对发电机的死角进行排污，以保发电机内部各部位纯度。

同时也要对取样管道进行排污，确保取样准确度。

15.2.氢压力下降如何处理？

氢压力下降低于0.38MPa时，应对发电机进行补氢，直至压力正常0.40MPa；

补氢后压力继续较快下降应汇报总工，如不能维持应降负荷，氢压下降时应

严格监视发电机各部分参数，同时补氢不能中断，监视周围氢含量以防发生爆炸。

15.3.请分析氢纯度下降原因，应如何调整？

下降原因:

1）

氢侧密封油压低

2）

空、氢侧压力不平衡，氢侧密封油箱油位调节失灵

3）

氢侧密封油压力低于空侧油压

4）

氢侧密封油泵故障

5）

氢干燥器运行

6）

氢侧密封油箱油位低

调整措施：

1）

联系检修调整空、氢侧压力平衡阀，保持空、氢侧压差在490Pa范围内

2）

联系检修处理氢侧密封油箱高、低油位调节阀

3）

检查氢干燥器有无漏点，停运氢干燥器

4）

若氢侧密封油泵故障，应加强对氢纯度的监视，保证氢纯度>90%。

15.4.出现氢气泄漏的巡检注意事项有哪些？

1）

加强对氢压、氢气纯度、氢温等参数的监视，发现偏离正常值时及时调整；

2）

如果泄漏点不明确，在巡检时应加强对系统的检查，配合相关人员积极找

出漏点；如果漏点明确，应加强对泄漏点的监视，周围禁止有明火，发现

有扩大时应及时汇报处理；

3）

加强检查漏氢报警装置数值变化情况和发电机浮子检漏仪排油量有否增

大，空氢侧密封油差压数值、油箱油位和密封油泵工作情况；

4）

加强对两台空侧油箱排油烟机的检查，确保运行正常；

5）

要保证现场良好的通风及汽机房顶通风机运行正常。

15.5.漏氢量大的原因及处理方法是什么？

主要原因：

发电机密封瓦垫片安装问题导致密封面间隙过大造成漏氢量大。

采取的主要措施有：

1）

控制发电机内氢压300kPa~400kPa，低至300kPa时及时补氢至400kPa，

并记录氢罐压力下降数值；

2）

每半小时对发电机线圈、铁芯温度、负荷、氢压、氢油差压等参数抄表一

次，发现异常及时检查；

3）

每两小时到就地测量发电机两端氢气浓度、空侧油箱排烟风机运行情况；

4）

发电机周围禁止动火；

5）

确保两台排烟风机良好的运行和备用状态；检查汽机房顶部通风机正常投

运。

15.6.充氢注意事项有哪些？

1）

发电机充氢操作必须使用CO2作为中间介质，严禁空气与氢气直接接触。

2）

发电机气体置换操作必须在发电机处于静止或盘车状态下进行，同时密封

油系统应投入运行。

如出现紧急情况，可在发电机减速时进行气体置换，

但转速不得高于1000rpm,发电机在充二氧化碳气体时不允许高速运行。

3）

整个气体置换及补排氢过程中，应严密监视发电机风压，密封油压力及油

温的变化；严密监视空氢压力平衡门、油氢差压调门的跟踪情况；严密监

视消泡箱液位，氢侧密封油箱油位以及各浮子式液位检漏仪液位的变化。

4）

在发电机压力＜0.2MPａ时应关闭氢侧密封油箱自动排油手动门，稍开氢

侧密封油的滤网到空侧油泵进口处的手动门维持氢侧密封油箱油位。

5）

气体置换操作过程中，密封油／氢差压可维持在56kpa，发电机氢气升压

前、正常运行中，密封油／氢差压应为84kpa。

6）

用CO2置换空气时，发电机内压力应维持在10～30kpa，用H2置换CO2

时发电机内压力维持在21～35kpa，CO2置换H2时，发电机内压力不得

超过15～30kpa。

7）

当挠性连接管上的霜消失时，说明瓶内的二氧化碳气体已经用完，静止时

充入的二氧化碳所需要量为发电机容积的1.5倍，当发电机充入二氧化碳

后，CO2含量必须＞95%后方可结束排空气操作。

8）

用H2置换CO2时，H2含量必须＞95%后方可结束置换操作，当快速充气

时可开启氢气调压门旁路门，当氢气瓶压力降低到1.4MPa时，调换氢瓶，

在0.035MPa表压下，需要2.5倍发电机容积H2来置换CO2，以后每提高

0.1MPa氢压就需要1倍于发电机容积的氢量。

9）

用CO2置换H2时，CO2含量必须＞95%后方可结束排氢操作，CO2需要

量为两倍的发电机容积。

10）在CO2充入发电机期间，CO2汇流排上的所有阀门应完全开足，以防阀门

结冻。

观察CO2加热器后管道不应的结霜，保证CO2是以气体状态进入

发电机。

11）发电机氢气正常运行期间，氢气纯度应维持在98%以上运行。

当氢侧密封

油泵因故不能投运时，发电机内氢气纯度不得低于90%，否则必须补、排

氢。

12）充氢、补氢用的氢气纯度不低于99.5％。

13）发电机正常运行中，氢气干燥器必须连续投入运行，氢气干燥器检修前后，

必须用CO2对氢气干燥器进行吹扫。

14）用H2置换CO2时必须从发电机底部取样；用CO2置换H2或空气时必须

从发电机顶部取样,避免因取样不当而误报混合气体纯度。

15.7.投用氢气干燥器的方法及注意事项有哪些？

投入氢气干燥器的方法：

1）系统检查完毕，各表计投入。

2）开能主回路。

3）开能副回路。

4）开启冷却器和风机冷却水阀。

5）

启动风机。

注意事项：

1）风机启动时整个回路应畅通。

2）干燥器再生时未通气情况不能通电加热。

3）干燥器进口温度控制在120～150度，出口温度控制在70～100度。

4）湿度控制在机内压力下露点温度-25~-5度

5）系统投入或退出前应用二氧化碳进行置换.

15.8.发电机气体系统退出后氢侧密封油箱为何会满油？

应如何处

理？

原因：

当发电机气体系统退出运行后，氢侧密封油箱上部气体压力接近为0，而我

厂空侧油箱设在6.9m，氢侧油箱在0m位置，此时空侧油就通过补油阀进入氢侧

油箱从而导致氢侧油箱满油。

油位较高时自动排油阀开启，由于油箱无压，空

侧油倒流回氢侧油箱使油位不断升高。

处理方法：

先关闭氢侧高油位排油针型阀，我厂在氢侧滤网出口加装了一管路至空侧进

口（管路上有一手动门），然后开启这个手动门，启动氢侧油泵往空侧打，直到

氢侧油箱油位下降到20-30cm.

15.9.分析油氢差压对氢纯度的影响？

氢纯度下降还有哪些原因？

油氢差压对氢纯度的影响：

油氢差压太大的话，如果空氢侧油有窜动，那么

油中的空气就容易逸向氢气中，造成氢气纯度下降。

氢气纯度下降快的原因：

1）

开机运行一段时间，死角的置换气体被带出来，会造成纯度下降；

2）

空氢侧差压大，导致空氢侧油相互窜动，空侧中空气逸向氢侧，导致氢气

纯度下降；

3）

氢气干燥器长时间未投的情况下，投入运行也可能导致氢气纯度下降；

4）

空、氢侧差压阀自动调节不当造成空侧油压高于氢侧，空侧密封油窜入氢

侧，使空侧油中携带的空气在消泡箱中释放在机内造成纯度下降；

5）

氢侧油箱有位自动调节机构故障，使空、氢侧油频繁交换，使空侧油中空

气带入机内造成纯度下降；

6）

来氢品质出现问题（氢罐或者来氢中就夹带着其他气体），补排氢操作后导

致氢气纯度下降快；

7）

纯度仪设备本身的缺陷等等。

15.10.氢气提纯操作的简要步骤和注意事项有哪些？

步骤：

1）

检查氢压大于0.38Mpa，如氢压低至0.38Mpa刚应先充氢使氢压高些再提

纯。

2）

检查关闭充氢门，充二氧化碳门，排氢气门。

开启排二氧化碳门，稍开排

空气总门。

3）

随着氢纯度的提升，氢压下降。

待氢压下降至0.38Mpa时关闭排二氧化碳

门及排空气总门，停止提纯，进行充氢，等氢压上升至较高时再提纯。

注意事项：

1）

提纯时应密切注意氢压的下降情况，氢压应高于0.38Mpa。

当氢压下降至

0.38Mpa时应立即停止提纯。

2）提纯时应缓慢进行，切不可把排氢总门开得过大以至使氢压急剧下降。

15.11.发电机氢气纯度下降较快主要可能原因有那些？

我厂的发电机氢气密封采用的是在密封瓦内设有两个供油槽，形成独立的氢

侧和空侧的密封油系统。

空侧差压阀跟踪发电机内氢气压力来调整空侧进油压

力。

氢侧差压阀跟踪空侧油压来调整氢侧进油压力。

发电机机内的氢气与密封油

系统中的氢侧密封油相接触。

这部分密封油中若溶解有大量的空气.，将会严重

污染机内氢气。

所以，发电机氢侧密封油空气含量的增加是机内氢气纯度下降

过快的根本原因。

正常时理想状态是密封瓦双油槽中的空、氢侧压力正好相等。

从发电机初次投运到正常运行，造成纯度下降的原因有：

1）

发电机启动初期气体置换不彻底，死角残留的二氧化碳或空气在机组正常

运行后由于风扇的动力混合至机内，造成整体纯度下降。

2）

空、氢侧差压阀自动调节不当造成空侧油压高于氢侧，空侧密封油窜入氢

侧，使空侧油中携带的空气在消泡箱中释放在机内造成纯度下降。

3）

氢侧油箱有位自动调节机构故障，使空、氢侧油频繁交换，使空侧油中空

气带入机内造成纯度下降。

4）

氢侧密封油有向发电机内泄露，造成空侧油不断补入氢侧油箱，将空气带

入发电机，使纯度下降。

5）

氢侧密封油温度较高造成氢侧密封油在消泡箱中释放大量油烟，造成纯度

下降。

16.发电机定子冷却水系统

16.1.正常运行中对定子冷却水的水质有何要求？

如何确保这些参

数正常？

定子冷却水的水质要求：

1）导电度控制在1.5以下；

2）PH值控制在7.0-9.0之间；

3）硬度控制在<20；

4）

含氧量尽量控制在较低的水平，含氨量也要控制。

确保措施：

1）进行补排；

2）运用离子交换器；

3）充氮气尽量使定冷水与空气隔离；

4）增加一些防腐剂。

16.2.发电机断水时应如何处理?

运行中，当发电机定子绕组进出水压差值降低到70%额定水流量时（75t/h），

压差开关30、30A、30B闭合，按“3取2”的逻辑原则，作为发电机断水保护的

信号。

发电机断水信号发出时，运行人员应立即看好时间，做好发电机断水保护

拒动的事故处理准备，与此同时，查明原因，尽快恢复供水。

若在保护动作时间

内冷却水恢复，则应对冷却系统及各参数进行全面检查，尤其是转子绕组的供水

情况，如果发现水流不通，则应立即增加进水压力恢复供水或立即解列停机；

当发电机定子绕组出现断水情况时，允许满负荷100%额定电流运行30秒，备用

泵需在30秒内投入正常运行；如果备用泵在30秒内不能正常运行,发电机必须

停机。

若断水时间达到保护动作时间而断水保护拒动时，应立即手动拉开发电机

断路器和灭磁开关。

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1.500KV系统

1.1.GIS设备操作前检查项目

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、隔离刀闸、接地刀闸、快速接地刀闸的位置指示器正常。

5）

断路器、隔离刀闸、接地刀闸、快速接地刀闸的闭锁位置正常。

6）

PT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，油位指示正常。

9）接线端子无发热现象，金属外壳的温度正常。

10）所有设备的防护门已关严、密封。

11）辅助装置工作电源、备用电源、控制电源均正常。

12）GIS室内照明、通风、消防设备完好.

13）辅助装置工作电源、备用电源、控制电源均正常。

14）GIS室内照明、通风、消防设备完好。

1.2.500KV开关压力低闭锁值,发出该如何处理

1）

现场检查对应汇控柜“SF6气体压力降低”报警，气压表低于0.52MPa以

下。

2）

通知检修对断路器本体补充SF6至断路器压力额定值,并加强监视；

3）

SF6压力已降至闭锁压力且无法恢复时，汇报调度按断路器失灵情况处理。

1.3.我厂500kV断路器是否有合闸电阻？

为了防止操作过电压有何

规定？

本厂500kV断路器不带合闸电阻。

为了防止操作过电压作如下规定：

1）

正常运行时，500kV线路避雷器不得退出运行；

2）

500kV输电线路的停、送电操作应用靠母线侧的断路器来进行，即：

母线

侧断路器采用“先合、后拉”的操作原则。

同样，线路自动重合闸的重合

顺序也应采用“先重合母线侧断路器，后重合中间断路器”的方式。

3）

主变与500kVGIS断路器室之间有100米的架空线，正常运行时主变500kV

侧的避雷器和500kVGIS进线侧的避雷器均不得退出运行，不能采取互为

替代的方式。

1.4.哪些倒闸操作允许用刀闸进行？

1）

拉、合无故障的电压互感器及避雷器。

2）

拉、合正常运行变压器的中性点。

3）

拉、合220kV及以下母线充电电流。

4）

拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空

载线路。

5）

拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流；拉、合一个半开关接线及角形接线

方式的母线环流。

操作时应将有关开关的操作电源断开；对现场可远方操

作的刀闸，可不断开开关操作电源。

进行拉、合运行中的500kV母线环流

时，须远控操作。

1.5.电气倒闸操作的原则及注意事项有哪些？

电气倒闸操作的原则：

停电拉闸操作必须按照断路器（开关）——负荷侧隔离开关（刀闸）——母线

侧隔离开关（刀闸）的顺序依次操作，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。

严防带负荷拉合刀闸。

注意事项：

1）

操作票应填写设备的双重名称，即设备名称和编号。

2）

操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，

弄清问题后，再进行操作。

不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。

3）

电气设备停电后，即使是事故停电，在未拉开有关隔离开关（刀闸）和做好

安全措施以前，不得触及设备或进入遮栏，以防突然来电。

4）

操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制。

必

须按操作票填写的顺序逐项操作。

每操作完一项，应检查无误后做一个“√”

记号，全部操作完毕后进行复查。

1.6.电气设备上工作保证安全的组织措施和技术措施有哪些？

组织措施有：

1）

工作票制度

2）

工作许可制度

3）

工作监护制度

4）

工作间断、转移和终结制度

技术措施有：

1）

停电

2）

验电

3）

接地

4）

悬挂标示牌和装设遮栏

1.7.如何有效防止电气误操作？

1）在电气操作时严格按票操作，按照操作步骤逐步操作。

2）

在电气操作前应明确操作任务，操作地点，设备的状态。

3）

在电气操作时严格执行监护制度，唱票，复颂，执行一项在操作票上打勾。

4）

严格执行电气“五防”规定，切忌野蛮操作，在操作机构出现问题情况下

应及时汇报，联系检修处理后方可继续进行操作。

2.发电机系统

2.1.发电机机端电压过低对电厂设备运行有何影响？

1）

发电机机端电压过低，发电机稳定性变差，若有系统冲击容易造成发电机

失步。

2）

发电机机端电压过低，转子、定子电流增大，造成转子、定子线圈过热。

3）

发电机机端电压过低，6KV电压降低，电压低保护造成机组辅机跳闸，影

响机组安全。

4）

发电机机端电压过低，厂用电压降低，造成电损增大，厂用电率增大。

2.2.发电机三相电流不平衡原因？

1）

机组内部故障引起；

2）

厂用电系统缺相运行；

3）

励磁系统缺相运行；

4）

系统故障引起；

2.3.发电机绝缘监测装置的投用注意事项有哪些？

1）

检修工作已经完成，各表计完好。

2）

合上发电机绝缘监测装置的电源。

3）

开启发电机绝缘监测装置入口闭路器。

4）

开启发电机绝缘监测装置出口闭路器。

5）

调整发电机绝缘监测装置入口门和出口门，使离子室电流百分率在100％～125％之间。

6）

调整检测流量计在5～8左右。

7）

检查发电机绝缘监测装置控制面板无异常。

2.4.发电机并列必须满足下列条件

1）

待并发电机的电压与系统电压近似或相等。

2）

待并发电机的频率与系统频率相等。

3）

待并发电机的相位与系统相位相同。

2.5.＃2发电机加装发电机局部放电在线射频监测装置正常投入运

行时的操作步骤？

正常投入运行时的操作步骤如下：

1）

此路电源由检漏装置处引入，没有单独电源

2）

装置上所有开关均置于“断开”状态

3）

将监测仪供应部件板上开关S1拨到“OFF/REMOTE”位置

4）

按监测仪电源开关按钮，此时进入自检。

自检周期60秒，10秒后进入报

警状态

5）

自检结束后按下报警检验按钮进行监测状态。

2.6.发电机紧急停机的条件

3.励磁系统

3.1.励磁系统日常巡检项目及其注意事项

4.变压器系统

4.1.变压器停运主要步骤

1）

确认变压器已不带负荷。

2）

断开变压器负荷侧开关。

3）

断开变压器电源侧开关。

4.2.两台变压器并列的条件有哪些?

1）

两台变压器电压相同；

2）

两台变压器变比相同；

3）

两台变压器短路比相同；

4）

两台变压器接线组别相同。

4.3.变压器着火如何处理？

1）

通知消防队，报告火灾情况。

2）

断开变压器高、低压侧开关，隔离电源，停止冷却装置运行。

3）

可用1211灭火器进行灭火，变压器有油流出时必要时可用沙子灭火，禁止

用CO2灭火器灭火。

4）

根据需要开启喷淋装置进行外壳灭火冷却。

5）

如上部着火，可适当放油，降低油位。

6）

如有备用变压器（如各PC变压器），可马上投入备用变压器运行，或者合

上联络开关，由另一台变压器带故障变压器负荷。

4.4.变压器运行中电压过高、电流过高有什么危害？

1）

电压过高有提高击穿绝缘的危险，同时会使油质劣化，缩短绝缘油的使用

寿命。

同时有可能产生油气，造成瓦斯保护动作，跳变压器。

2）

电流过高会使绝缘油温度升高，使绝缘油在高温下工作，会缩短绝缘油的

使用寿命，有可能产生过多的油气，造成瓦斯保护动作，跳变压器。

4.5.变压器在进行哪些工作时应将瓦斯保护退出

注油.滤油,更换硅胶,潜油泵,有检修工作后等。

4.6.变压器正常巡检项目有哪些?

1）

变压器绕组温度、油温指示正常，温度达到65°时或者负荷超过500MW

时投入自动的冷却器应启动，低于55°度时冷却器应停止。

各表计表面无

积污。

2）

变压器油枕油位正常，油位表表面无积污。

3）

变压器气体分析仪指示正常。

4）

变压器本体无异常振动、异音和异味。

5）

变压器各部分无渗油、漏油现象。

6）

套管油位正常，套管裙边完好，无严重放电现象。

7）

冷却器油泵、风扇运行正常，油流指示正确。

8）

呼吸器内硅胶颜色正常：

蓝色——干燥，淡蓝色——部份含水，粉红色—

—水份已饱和。

9）分接头位置指示正确。

10）变压器外壳及中性点接地装置完好无损坏。

11）消防管道阀门无泄漏。

12）辅助装置控制盘内各小开关位置与运行方式相符，就地报警盘无报警。

13）干式变压器巡视检查项目

14）绕组温度正常。

温度高于100°（励磁变为90°）时冷却风扇应启动，温

度低于80°时风扇应停止。

15）变压器无异常振动、异音和异味，异色。

检查变压器异常和异音，必要时

经值长许可采用短时停冷却装置的方法，以判断本体或冷却器异振、异音。

16）变压器室门关好，周围无漏水、漏汽及其它危及安全的杂物。

17）干式变压器过负荷时，应密切注意其温升及温度。

4.7.变压器的运行电压超过或低于额定电压值时，对变压器有何影

响?

当变压器运行电压超过额定电压值时，变压器铁芯饱和程度增加，空载电

流增大，电压波形中高次谐波成分增大，超过额定电压过多会引起电压或磁通的

波形发生严重畸变。

当运行电压低于额定电压值时，对变压器本身没有影响，但低于额定电压过

多时，将影响供电质量。

4.8.变压器在运行中发生不正常的温升，应如何处理？

变压器不正常温升的处理原则是当变压器在运行中油温或绕组温度超过允

许值时，应查明原因，并采取相应措施使其降低，同时须进行下列工作：

1）

检查变压器的负荷和冷却介质的温度，核对该负荷和冷却介质温度下应有

的油温和绕组温度。

2）

核对变压器的BTG屏显示温度和就地温度计有无异常。

3）

检查冷却装置是否异常。

备用冷却冷却器是否投入，若未投则应立即手动

启动。

4）

调整负荷、运行方式，使变压器温度不超过允许值。

经检查冷却装置及测

温装置均正常，调整负荷、运行方式仍无效，变压器油温和绕组温度仍有

上升趋势，或油温比正常时同样负荷和冷却温度下高出10℃以上，应立即

汇报有关领导，停止变压器运行。

在处理过程中应通知有关检修人员到场

参与处理。

4.9.本厂各种类型变器接地方式

5.厂用电系统

5.1.什么叫做并联切换

并联切换、先合上备用电源，两电源短时并联，再跳开工作电源，这种方式

多用于正常切换，如起、停机。

并联方式另分为并联自动和并联半自动两种。

5.2.厂用电全部中断的现象，如何进行处理？

现象：

1）

交流电照明灯熄灭，直流电照明灯亮，机房内运转声音突变

2）

所有的运行辅机突然停转，电流到“0”，备用辅机不能电气联动

3）

辅机出口流量、压力突然下降

4）

汽压、汽温、真空迅速下降

5）

汽轮发电机负荷自动下降

厂用电中断处理：

1）

按不破坏真空障停机处理

2）

启动直流油泵和柴油发电机

3）

将各辅机的操作开关机联动开关切至停用位置

4）

联系电气要求尽快恢复厂用电

5）

通知司炉禁止向凝汽器排汽水

6）

尽量维持主机的真空和轴封供汽，防止汽轮机汽缸簿膜安全门（4只）动

作。

5.3.公用6kV01A段母线跳闸有何现象

1）

DCS上6kV01A段母线工作电源进线开关01BCA04跳闸报