国华台电600MW(B)稿答案.doc

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1、 姓名 工号 装 订 线 内 禁 止 答 题国华台电600MW集控值班员试卷（B）注意事项1、 请按要求在密封线内填写姓名、工号。2、 请用蓝色或黑色钢笔、水笔答题，不得乱涂乱写或做明显标志。3、 请按各题目要求在规定位置填写答案。4、 本试卷总分100分，考试时间为150分钟。题 目一二三四总 分应得分20205010100考核分评分人一、 选择题（每题1分，共20分，将所选正确答案的符号填在题中的括号内）1、炉膛负压增大，瞬间负压到最大，一、二次风压不正常降低，水位瞬时下降，气压、气温下降说明此时发生（ C ）。 A、烟道再燃烧 B、吸、送风机入口挡板摆动 C、锅炉灭火 D、炉膛掉焦2、水

2、冷壁、省煤器、再热器或联箱发生泄漏时，应（ B ）。 A、紧急停炉 B、申请停炉 C、维持运行 D、节日停炉3、停炉过程中的最低风量为总风量的（ B ）以上。 A、25 B、30 C、40 D、504、当炉膛发出强烈的响声，燃烧不稳，炉膛呈正压、气温、汽压下降，汽包水位低，给水流量不正常大于蒸汽流量，烟温降低时，表明发生了（ B ）。A、省煤器管损坏 B、水冷壁损坏C、过热器管损坏 D、再热器管损坏5、锅炉所有水位计损坏时应（ A ）。 A、紧急停炉 B、申请停炉 C、继续运行 D、通知检修6、为防止炉膛发生爆炸而设的主要热工保护是（ B ）。A、机跳炉保护 B、炉膛灭火保护 C、汽包水位低保

3、护 D、炉膛压力高保护7、 发生烟道再燃烧事故，当采取措施无效时应（ A ）。 A、立即停炉 B、申请停炉 C、保持机组运行 D、向上级汇报8、汽轮机相对内效率表示了汽轮机通流部分的完善程度，一般汽轮机相对内效率为（ B ）。（A） 2535%；（B）7890%；（C）9093%；（D）9699%。9、防止汽轮发电机组超速损坏，汽轮机装有保护装置使发电机的转速限制在不大于额定转速的（ B ）以内。（A） 5%；（B）10%；（C）13%；（D）15%。10、汽轮机变工况运行时容易产生较大热应力的部位有（ B ）。（A） 汽轮机转子中间级处；（B）高压转子第一级出口和中压转子进汽区；（C）转子端

4、部汽封处；（D）中压缸出口处。11、 对于一种确定的汽轮机，其转子和汽缸热应力的大小取决于（ D ）。（A） 蒸汽温度；（B）蒸汽压力；（C）机组负荷；（D）转子和汽缸内温度分布。12、 电流互感器的二次绕组严禁（ A ）。（A）开路运行；（B）短路运行；（C）负载是容性；（D）负载是感性。13、 空载高压长线路的末端电压（ B ）始端电压。（A）低于；（B）高于；（C）等于；（D）不一定。14、 在大接地电流系统中，故障电流中含有零序分量的故障类型是（ C ）。（A）两相短路；（B）三相短路；（C）两相短路接地；（D）三相短路接地。15、 发电机正常运行时既发有功，也发无功，我们称为功率迟相

5、（又称滞后）。此时发电机送出的是（ A ）无功功率 （A）感性的；（B）容性的；（C）感性和容性的；（D）都不是。16、 电力网中，当电感元件与电容元件发生串联且感抗等于容抗时，就会发生（ B ）谐振现象。（A）电流；（B）电压；（C）铁磁；（D）磁场。17、汽轮机热态启动时，若出现负差胀，主要原因是（ A ）。（A） 冲转时蒸汽温度偏低；（B）冲转时蒸汽温度偏高；（C）冲转时升速率偏大；（D）冲转时升速率偏小。18、汽轮机冷态启动时，在升速过程中，高压缸各级的轴向动静间隙（ B ）。（A） 增大；（B）减小；（C）不变；（D）与汽温有关。19、在中性点不接地的三相对称系统中，当发生金属性单相

6、接地时，其非故障相的相对地电压（ C ）。（A）不变；（B）升高不明显；（C）升高3倍；（D）有变。20、发电机三相定子绕组，一般都为星形连接，这主要是为了消除（ B ）。（A）偶次谐波；（B）三次谐波；（C）五次谐波；（D）高次谐波。二、判断题（每题1分，共20分，正确的请在题后括号内画“”，错误的在题后括号内画“”）1、 再热蒸汽的特点是：密度较小、放热系数较低、比热较小。（ ）2、 汽水混合物进入汽包旋风分离器的流速越高，汽水分离的效果越好。（ ）3、 如果烟气露点很低，则不易发生低温腐蚀。（ ）4、 电除尘器在锅炉排烟温度低于烟气露点时不应投入。（ ）5、 因为煤粉细有利于燃烧，所以为

7、降低供电煤耗，煤粉越细越经济。（ ）6、 煤中灰分的熔点越低越容易结焦。（ ）7、 影响排烟热损失的主要因素是排烟温度和排烟量。（ ）8、 汽轮机正常运行中，当主蒸汽温度及其他条件不变时，主蒸汽压力升高则主蒸汽流量减少。（ ）9、提高凝汽器真空，可提高机组运行经济性，但是，凝汽器的真空不是提高得越多越好。（ ）10、汽轮机保护动作跳闸后，将同时关闭高中压抽汽截止阀和逆止阀。（ ）11、汽轮机正常运行，当出现甩负荷时，易造成相对膨胀出现负值增大。（ ）12、水泵汽化可能导致管道冲击和振动、轴串动、动静部分发生摩擦，使供水中断。（ ）13、当转子在第一临界转速以下发生动静摩擦时，对机组的安全威胁最

8、大，往往会造成大轴永久弯曲。（ ）14、电力系统的中性点接地方式，有大接地电流系统和小接地电流系统两种方式。（ ）15、在中性点直接接地的系统中，发生单相接地故障，非故障相对地电压将升高。（ ）16、在小电流、低电压的电路中，隔离开关具有一定的自然灭弧能力。（ ）17、高压断路器的额定电压指的是相电压。（ ）18、断路器的操作机构一般包括合闸机构和分闸机构。（ ） 19、锅炉投自动含义是锅炉主控制器、燃料主控制器及所有给煤机均投自动。 （ ）20、在其它条件不变的情况下，风箱与炉膛差压越低，进入炉膛内的风量就越小。（）三、简答题（每题5分，共50分）1、汽轮机胀差大小与哪些因素有关？答：1、暖

9、机过程中，升速率太快或暖机时间过短；2、正常停机或滑参数停机时，汽温下降太快；3、增负荷速度太快；4、甩负荷后，空负荷或低负荷运行时间过长；5、汽轮机发生水冲击；6、正常运行过程中，蒸汽参数变化速度过快。2、机组事故处理时，破坏真空紧急停机和不破坏真空紧急停机的条件？答：机组遇有下列情况之一时，应破坏真空紧急停机。 1、汽轮机转速上升到3330r/min,而超速保护未动作。 2、汽轮机突然发生强烈振动或汽轮发电机组任一道轴承振动达0.254mm。 3、汽轮机内部有明显的金属撞击声或摩擦声。 4、汽轮机轴向位移大于2.27mm或小于0.27mm。 5、汽轮机差胀大于16.5mm或小于5.5mm。

10、 6、润滑油供油中断或油压下降至0.048MPa，备用泵启动仍无效。 7、润滑油箱油位下降至-563mm。 8、汽轮机轴承（#1#8）金属温度达112，发电机、励磁机轴承（#9#11），金属温度达107，汽轮机推力轴承金属温度任一点达107。 9、汽轮机发生水冲击、上下缸温差大于41.7，10分钟内主，再热汽温急剧下降50。 10、汽轮机轴封异常摩擦冒火花。 11、发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。12、汽轮机油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全。机组遇有下列情况之一，应不破坏真空紧急停机。1. 主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道破裂无法运行时。2. DEH工作失常，汽轮机不能控

11、制转速和负荷。3. EH油泵和EH油系统故障危及机组安全运行时。4. 凝汽器真空低于-81kPa，虽然减负荷到零仍不能恢复。5. 主汽压力异常升高至22MPa。6. 主汽温度异常升高超过565.8或降低至465。7. 运行中、高压缸排汽温度升高至424或排汽压力升高至4.92MPa。8. 高旁或低旁开启，调节级与高压排汽压力比小于1.7。9. 发电机定子线圈冷却水中断30秒仍不能恢复或定子冷却水出水温度达90。10. 机组大联锁保护拒动时。3、机组滑参数停机主要操作和注意事项？答：因检修工作需要，加快汽缸的冷却，可进行滑参数停机，一般滑停至汽机高压缸调节级金属温度至300以下。滑停开始时参数：

12、主汽压力12MPa，主汽温度500。 滑停操作1. 滑停前所有检查和准备工作均按正常停机的规定执行。2. 负荷由600MW减至350MW，稳定后，调整蒸汽参数至滑停起始参数值：主汽压力12MPa，主汽温度500。3. 保持一台汽泵和电泵运行，另一台汽泵定速3200r/min，出口门关闭供锅炉减温水。4. 确认DEH2000画面，目标负荷与实际负荷相一致，功率反馈回路在“MEGAWATT LOOP IN”状态。5. 监视主汽压力，逐渐开大调门，直至GV1GV4全开，开始滑停。6. 主、再热蒸汽参数按滑停曲线进行降温降压。7. 负荷降至180MW，主汽参数应保持汽压5.5MPa，汽温350。8.

13、负荷降至120MW，待厂用电切换和四段抽汽用户切换工作结束后，停用另一台汽动给水泵和#1、#2、#3高加汽侧。9. 主汽参数降至汽压3.5MPa，汽温300，在此工况下，机组应稳定运行1小时。10. 在DEH2000画面，将功率返馈回路出系（MEGAWATT LOOP OFF）。11. 减负荷停机。12. 启动SOP、BOP检查油压正常。13. 逐渐关小调速汽门减负荷至零，同时逐渐开启旁路，保持汽温汽压不变。14. 联系值长，汽机手动脱扣，发电机解列。15. 检查TV、GV、RSV、IV及各段抽汽逆止门均关闭，确认汽轮机转速下降。16. 转速降至1000r/min，启动四台顶轴油泵运行，转速到

14、零，记录惰走时间，手动吻合齿轮后，启动盘车装置测偏心。17. 转子停止后，按正常停机步骤完成其它各项操作。滑停注意事项1、滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差28，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。2、 滑停过程中，严防发生汽轮机水击，主蒸汽过热度应保持在56以上。3、 滑停过程中，不准进行汽轮机的注油试验或其它影响高、中压自动主汽门，调速汽门开度的试验。4、应及时通知化学加强对凝结水质的监督和分析。5、在降温降压的过程，应特别监视高、中压转子有效温度，应力趋势、中压叶片持环温度及中压转子中心孔温度变化情况。密切监视汽机差胀、轴向位移、振动及汽缸上下温差。6、监视和分析主汽门腔室、高、中、低

15、压缸温及ATC所显示的汽机各点金属温度下降率应正常。7、打印或抄录滑停的全部运行数据，并进行分析和比较4、汽轮机防止大轴弯曲的技术措施有哪些？答： 1、汽缸应具有良好的保温条件（无大面积脱落）。2、主蒸汽管道，旁路系统有良好的疏水系统，逻辑完善，动作正常。3、汽缸各部分温度计显示齐全，正确，可靠。4、启动前必须测量大轴晃动度，超过规定禁止启动，必须盘直转子。5、启动前应检查上，下缸温差，超过规定禁止启动。6、热态启动中要严格控制进汽温度和轴封供汽温度。7、启动中加强振动监视，尤其在第一临界以下出现低速振动，必须脱扣盘车。8、停机及转子惰走到零，应立即投入连续盘车。9、汽机停止转动时严防汽缸进汽

16、、进水。5、写出正常方式下铜新线由检修转运行的操作票？答： 6、叙述锅炉发生MFT原因及发生MFT后的处理。答：锅炉MFT动作的原因和处理1. MFT继电器跳闸。2. 按下锅炉手动MFT按钮。3. 两台吸风机跳闸。4. 两台送风机跳闸。5. 锅炉风量25%（100%为2300t/h）。6. 炉膛压力高+3240Pa。7. 炉膛压力低-2490Pa。8. 汽包水位高：高负荷值为+270mm，低负荷值为+400mm。9. 汽包水位低：高负荷值为-380mm，低负荷值为400mm。10. 全燃料失去。11. 全火焰失去。12. 角火焰失去（四台磨以上运行）。13. 三台炉水泵停或三台炉水泵的进出口差

17、压都低于92kPa（延时5秒）。14. 锅炉负荷大于30%，汽轮机跳闸或锅炉负荷小于30%，汽轮机跳闸，高低压旁路未开。15. MFT继电器故障（220V交流电源失去）。16. I/O模块故障。17. 给煤机投用时，一次风机全停。锅炉MFT动作后的手动处理原则：1、出系电除尘器。2、注意水位调节，维持汽包水位正常，如给泵A、B跳闸，应确认给泵C是否联动。 3、注意炉水泵运行是否正常，当发生振动，差压及电流晃动时，应停止炉水泵运行。4、 确认预热器运行正常。5、 若汽轮机高低压旁路自动开启则应立即关闭。6、 迅速查明MFT动作的原因，消除后锅炉立即重新吹扫、点火。7、 如MFT动作原因一时难以查

18、明或消除，则应按正常停炉处理，停止风机运行，关闭各烟、风门挡板，保留必要的辅机运行。7、 锅炉低负荷运行注意事项是什么？答：当锅炉在负荷60%运行时，可视作低负荷运行，锅炉最低不投油负荷（全燃煤）为240MW（机组负荷）。暖炉油应保持炉前循环，雾化空气压力正常，保证油枪随时可用。 锅炉低负荷全燃煤时，应不少于三台磨煤机运行，其中两台相邻层磨煤机带固定负荷（但最低出力应大于35t/h），另一台磨煤机作调节，严禁磨煤机隔层运行。 锅炉低负荷期间应采用滑压运行方式，并保证汽包水位的正常调节和主蒸汽、再热蒸汽温度正常为准。 锅炉低负荷运行时，应关小或关闭停运磨煤机的燃料风挡板。 锅炉低负荷运行期间，应

19、加强对运行制粉系统的检查，发现异常情况应及时调整。 锅炉低负荷运行期间，应保持一台相邻磨煤机满足启动条件，以便随时启动。 锅炉低负荷运行期间，省煤器出口烟气含氧量应控制在4.04.5%，不宜太大。风箱与炉膛差压控制在3.94.9kPa。 锅炉低负荷运行期间，注意调节BC层启转二次风或FF层消旋二次风，以减小A、B两侧的汽温偏差。 锅炉低负荷运行期间，严禁对炉膛或烟道受热面进行吹灰。 给水泵A、B在REMOTE方式下投自动，给水泵再循环门一台置手动开足，另一台投自动，必要时置手动调节位置。 低负荷运行时应尽量控制汽压稳定，若汽压波动时，应注意汽温、汽包水位和高、低加水位的波动。 机组减负荷至24

20、0MW时，是否投油助燃应视燃煤特性（全水份、挥发分、灰分）及制粉系统投用层次而定。 锅炉低负荷运行期间，应严密监视炉内燃烧情况，当发生异常情况造成燃烧不稳定时，应立即投油助燃。 锅炉低负荷需投油助燃时，应将电除尘器出系。8、 锅炉燃烧调整的原则是什么？1. 燃烧调节的目的是保证燃烧的稳定性，提高燃烧的经济性，同时使炉膛热负荷分配均匀，减少热偏差，保证锅炉机组各运行参数正常。2. 根据燃煤性质，确定适宜的一、二次风及燃料风的配比，组织良好的炉内燃烧工况。3. 按燃料性质控制调节一、二次风达到合理的配风要求，并注意调节A、B两侧风量比，及时消除风量偏差。4. 经常检查炉内燃烧工况，观察煤粉着火情况

21、，正常燃烧时煤粉应在离燃烧器喷口一米左右着火，炉膛火焰呈明亮的金黄色，具有良好的火焰充满度，火球居中，否则应及时调整有关风门挡板予以校正。5. 正常运行时，应保持省煤器出口氧量在4%左右。6. 注意锅炉运行时的漏风情况。7. 根据燃煤的变化情况及时采取相应的措施。8. 一次风的调节必须使一次风速大于18m/s(相应的磨煤机出口温度75时，入口风量为75t/h)，控制磨煤机出口温度在正常范围。9. 二次风的调节应满足省煤器出口氧量以及辅助风、燃料风和燃烬风的分配。10. 燃烧调节时，还应注意各段过热蒸汽和再热蒸汽温度的变化及A、B两侧的烟温偏差，防止汽温超出规定范围和管壁超温。11. 保持合理的

22、煤粉细度。12. 根据负荷的变化及时启、停制粉系统，以保证燃烧的稳定性和炉内热负荷均匀。13. 经常检查燃烧器的工作情况，发现结渣，及时清除。根据炉内结渣情况进行受热面吹扫工作。9、 发电机温度异常如何处理？答：1. 检查三相电流是否超过允许值，平衡度是否超过允许值。2. 检查发电机三相电压是否平衡,功率因数是否在正常范围内，保持功率因数在0.90.98（滞相）。3. 如发电机进风风温如超过规定值，应调整风温,处理无效汇报值长。4. 如发电机氢气压力低时，应调整氢压，处理无效汇报值长。5. 如发电机定子冷却水支路水温高,应调整水温，处理无效汇报值长。6. 适当降低发电机无功负荷，但功率因数不得

23、超过0.98（迟相）,电压不得低于19kV。7. 查看相对应的出水温度及其它温度测点指示，进行核对,分析判断是否检测元件故障。8. 检查发电机测温元件接线端子板上的接线柱有无腐蚀、松动现象,以确定是否由其引起。9. 适当调节发电机负荷（5一级），并加以稳定，观察其变化趋势，如在不同负荷工况下某元件始终显示异常，说明该热电偶及电阻元件可能损坏。10. 5经上述处理无效或表明发电机内部异常时，应降低有功负荷，使温度或温差低于限额。并汇报值长，要求检修人员进行进一步检查。当发电机定子线圈温度达90、绕组温差达14或定子引支路温差达12时(确认测点及回路正常)，应立即汇报值长，要求停机处理。10、 简

24、述机组协调控制系统投用的注意事项。答：1. 从机组安全运行的角度出发，在投入协调控制系统之前应将所有的控制子系统全都投入，这是因为在负荷大幅度调整时，会影响到许多参数变量的变化，手动方式不易调节满意，甚至会超标。同时从安全的角度考虑，对某些控制系统做了以下限制：1. 燃烧器摆角控制输出限幅（上限75%，下限35%）。2. 燃料主控输出限幅（上限95%，下限35%）。3. 单台给煤机上限幅（上限50t/h）。4. 磨煤机冷风调整门下限（下限40%）。5. 氧量输出校正上下限（上限1.1，下限0.9）。6. 热值输出校正BTU上下限（上限1.1，下限0.9）。7. 送风动叶主控输出限幅（下限25%

25、）。8. 吸风机动叶主控输出限幅（上限=90%）。9. 协调控制系统投入前，重点需要投入自动的系统有：10. 除氧器水位控制系统。11. 热井水位控制系统。12. 炉膛负压控制系统。13. 锅炉给水控制系统。14. 锅炉送风控制系统。15. 磨煤机出口温度控制系统。16. 磨煤机风量控制系统。17. 给煤机煤量控制系统。18. 燃料主控投自动。19. 过热一、二级汽温控制系统（A、B两侧）。20. 再热汽温控制系统（A、B两侧）。21. 燃烧器摆角投自动。22. 汽机DEH投入（REMOTE）遥控方式。23. 运行人员选择CCS、CTF或CBF方式。24、 协调系统投入前应使所有设定值与机组运行实际值相接近，以防投入自动时造成扰动，使运行工况不稳定。 四、绘图题（10分）绘出机组大联锁保护逻辑框图。14