值长试题(老孙)

1、盘南电厂值长试题库一、填空题:1. 年度检修计划应当年9月前向南网总调报送次年年度检修计划，月度检修计划应于当月23日前向南网总调报送次月月度检修计划。2. 设备检修工期包括：设备停电操作时间和计划工作时间，即从总调下令操作开始到收到设备检修工作结束并具备复电条件的报告为止。3. 计划检修需在开工前2个工作日的11时之前报送,临时检修需在开工前3个工作日的11时之前报送,紧急检修需在开工前1个工作日的11时之前报送,且需厂站运行维持单位主管生生产的领导同意后方可报送。4. 事故发生后，要求3分钟内汇报的信息：主要指在运行控制室看到的信号，如开关变位、保护及安自装置动作情况、电流电压及功率变化等

2、； 15分钟内汇报的信息：主要指二次保护以及安稳装置的动作情况、故障录波及故障测距、一次设备检查情况。5. 线路跳闸重合闸动作不成功时，现场应事故后3分钟内向总调值班员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况。事故后15分钟内，应将一次设备检查情况、保护及安全自动装置动作情况等内容汇报总调值班调度员。6. 系统并列操作的条件为：相序一致、相位相同，频率相等，偏差不大于0.2Hz，电压偏差尽量小，允许500kV不超过额定电压10%，220kV不超过额定电压20%。7. 合环电压差500kV一般不应超过额定电额定电压10%，220kV不超过额定电压20%。合环相角差500kV一般不应超过20度

3、，220kV不超过25度。8. 四不放过：事故原因未查清、责任人员未处理、整改措施未落实、有关人员未受到教育。9. 南方电网的最高高度指挥机构是南网总调，网内发电厂、变电站无论所有权、经营权所属，必须服从相应调度机构的调度指挥。10. 根据直调系统设备检修调度管理办法的规定，设备检修分为计划检修、非计划检修。非计划检修分为事故抢修、临时检修，紧急检修。11. 中国南方电网调度运行操作管理规定将继电保护、安全自动装置分为投入状态、退出（信号）状态及停用状态。12. 线路强送开关连接母线上必须有变压器中性点直接接地。13. 值班调度员发布调度操作指令时使用电话口头方式，发布操作预令时使用传真方式。

4、14. 新设备启动时，现场值班员进行启动范围内设备的操作必须向启动操作指挥申请，启动操作指挥一般由具有调度或有运行操作经验的人员担任。15. 现场检修工作完工后，现场值班员应向值班调度员汇报 “所有工作已完成，临时措施已拆除，人员已撤离”，并将一二次设备恢复到值班调度员交付开工时的状态。16. 在厂站高度运行工作评价项目中，线路倒闸操作效率评价对线路状态转换的时间有明确规定，停送电时间统计从调度下令开始，到现场复令止，包含现场开票时间。17. 进行保护、安全稳定装置操作时应使用其调度命名。18. 可直接向总调值班员口头申请，不受申请时间限制的工作有：线路带电作业，继电保护和安自装置更改定值，在

5、停电范围不变、安全措施不变、检修工期不变的情况下，临时增加的不可预见的工作或配合工作，事故抢修，待事故处理告一段落后补办书面申请。19. 500kV系统继电保护装置动作后，应将保护动作信号、各保护的打印报告、故障录波、事件记录在装置动作2小时内，传真至调度机构继电保护部门。20. 未按总调日计划曲线或调度指令落实省间送受安排，电力偏差超过10万kWh持续时间10分钟累计2次及以上或持续时间20分钟累计1次,按调度运行工作评价标准考核15分,即该相不得分。21. 线路一次设备停送电操作时间不应超过以下要求：运行状态和热备用状态互为转换的标准操作时间为15分钟，热备用状态和冷备用状态互为转换的标准

6、操作时间为20分钟，冷备用状态和检修状态互为转换的标准操作时间为15分钟。22. 具备受令资格的人员接听调度电话必须在10秒内接听，且用普通话 。23. 发电厂、变电站母线电压消失时，运行人员应不待调度指令迅速拉开电压消失母线上所有开关后及时汇报值班调度员，并设法恢复受影响的厂（站）用电。立即断开失压圆线上全部开关。24. 同一设备的检修工作不应同时向多个调度机构报送设备检修申请，如我厂远动装置，只向总调报送即可。25. 南网总调保护定值单分为：正式定值单、临时定值单、调试定值单。26. 我厂稳定控制装置主机型号为：RCS992 从机型号为：RCS990 功角测量装置的名称为：同步相量采集装置

7、型号为：CSS200/1A。27. 我厂500kV5011开关的调度名称为：500kV#1主变5011开关，5012开关的调度名称为：500kV第一串5012开关。28. 南方电网实行统一调度、分级管理，总调是南方电网运行的最高调度指挥机构。29. 正常情况下，厂站运行值班人员自行调控电压时，无需经调度许可，也无需向调度汇报。但是当设备发生异常或现场调压手段用完且电压仍然越限时，应立即汇报值班调度员。30. 继电保护、安全自动装置的状态可分为：投入状态、退出（信号）状态）、停用状态。31. 属于总调度管辖或许可的设备，未经总调值班调度员的指令或许可，发电、变电站、其它调度机构的值班人员均不得自

8、行操作或者自行指令操作。但遇有危及人身、设备或电网安全的紧急情况，发电厂、变电站运行值班人员可按照有关堆积规定先行处理，处理后应立即报告总调值班调度员。32. 设备的非电气量保护，由运行单位负责，厂站值班员根据现场规程规定自行操作。但重瓦斯保护的投退，须征得值班调度员许可。为保证设备与系统安全，新设备启动试验一经开始，未经启动操作指挥许可，不得擅自操作启动范围内新设备或在新设备上进行检修、试验等工作。33. 填写下列运行水质标准：给水：SiO2 保证蒸汽质量g/L，溶解氧 7 g/L，电导率 0.3 S/cm。炉水：电导率 50 S/cm，SiO2 250 g/L，pH 9.010.0 。发电

9、机冷却水：硬度 2 mol/L，pH 7.09.0 ，电导率 2 S/cm。除盐水：电导率 0.2 S/cm，SiO2 20 g/L，硬度 0 mol/L。34. 填写下列水质的启动标准：凝结水：硬度 10 mol/L，钠 20 g/L。蒸汽：电导率 1.0 S/cm，SiO2 60 g/L，钠 20 g/L。35. 蒸汽的启动控制标准是指 汽轮机冲转 时的蒸汽质量，并在 8 小时内达到正常运行标准；凝结水的启动控制标准是指 凝结水回收 时的质量标准；给水启动控制标准是指 锅炉点火 时的给水质量标准。36. 给水加氨、加联胺加药点在 除氧器下降管 ；炉水加磷酸盐加药点在 汽包或炉水泵进口 。3

10、7. 锅炉连续排污的作用是 排除浓缩后含盐量高的炉水同时补充优质水，维持炉水含盐量平衡 。38. 凝结水精处理混床在热力系统流程中的位置是： 凝结水泵 凝结水精处理混床 低压加热器 ，每台机组凝结水精处理混床有 3 台，每台额定出力 ，凝结水精处理混床自动解列、旁路自动投入的条件是： 凝结水温度 50或精处理旁路差压 0.35MPa 。39. 蒸汽品质不良，造成的危害是： 过热器管及汽机叶片积盐 及垢下腐蚀 。40. 水汽质量三级处理的有关规定：水质达一级处理标准时应在 72 h内恢复至标准值；水质达二级处理标准时应在 24 h内恢复至标准值；水质达三级处理标准时，应在 4 h内恢复至标准值。

11、如水质不好转，应该降低负荷运行直至停炉。41. 发电机冷却水的水源有 除盐水 和 凝结水 。发电机冷却水pH低时，应向发电机冷却水箱加 凝结水 。42. 工业水泵共 5 台，从 工业消防 水池中抽水；消防稳压泵共 2 台，消防水泵共 2 台，消防水系统压力下降到 1.0 时，消防水泵将连锁启动。43. 除盐水箱共 2 台，每台容积 2000吨 ；除盐水泵共 3 台，总出力为 800吨/h 。44. 发电机内氢气质量标准：纯度 96% ，含氧量 ，露点 0或-5 。45. 动火区域空中含氢量 3% 时，才能许可动火工作。46. 循环水处理所加入的药剂有： 硫酸、水稳剂、杀菌灭藻剂 。47. 工业

12、废水的排放标准：pH 69 ，浊度 100mg/L ，COD 70 mg/L 。48. 废水处理站气动阀门控制用压缩空气来自 仪用压缩空气 。49. 化学监督应坚持“预防为主”的方针，要加强对水、汽、油、燃料等的质量监督，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器等充油电气设备潜伏性故障，提高设备的安全经济性，延长使用寿命。50. 水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。51. 锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强磷酸盐处理及排污或采取限负荷、降压等措施，直至炉水澄清。52. 因凝汽器管泄漏引起凝结水或给水硬度超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强

13、锅内磷酸盐处理与排污，并监视炉水pH值的变化。若继续或加大泄漏，水质急剧恶化时，必须采取紧急措施，直至停炉，以防事故。53. 各种水处理药剂必须按要求均匀地加人系统，不得使用瞬间（间断）大剂量的方式加人，并逐步实现加药自动化。根据炉水、冷却水水质情况，决定排污方式，并严格执行。对于汽包炉，其排污率一般不得小于0.3。54. 对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不经处理不得直接进人系统，要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求：600MW及以上机组不大于额定蒸发量的1.0。55. 在带负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝结水的质量，排去比给水质量差的凝结水，当凝结水变化不明显时，停

14、止冲洗，恢复正常运行。56. 在热力设备检修前，化学监督专业应提出与水汽质量有关的项目和要求，并会同有关人员，在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断。针对存在问题，提出改进意见、在化学监督专责人或化学车间人员检查前，不得清除设备内部沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。57. 我厂锅炉在运行满6年或垢量达到300400g/m2时，应进行化学清洗。58. 检修或停用的热力设备，在启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以降低结垢性物质在锅内的沉积。59. 锅炉检修后，进行水压试验时，用加有氨水等缓蚀药剂的除盐水，不得使用生水。60. 为提高水

15、汽监督的可靠性和连续性，火电厂应采用在线化学仪表监督水汽质量。13.7MPa及以上机组应配备pH表、溶氧表、电导率表、钠表和硅表，其它仪表视情况可相继配备。给水和锅内处理应逐步实现自动化。61. 发电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃料、核实煤价、计算煤耗的一项重要工作。62. 为计算煤耗和掌握燃料特性，每日综合测定人炉煤的灰粉、水分、挥发份、热值。每月至少进行混合样工业分析1次；每年抽取一次月综合人炉煤样进行元素分析；根据锅炉需要，进行燃煤灰熔点或可磨性指数、含硫量的测定。63. 应作好人厂燃油油种的鉴别和质量验收，若不符合要求，禁止人库。常用油种每年至少进行元素分析1次；新油种应进行粘度、闪点

16、、密度、含流量、水份、机械杂质、灰份、凝固点、热值及元素分析。64. 燃料监督使用的仪器、天平、柏克曼温度计、热电偶、氧弹（使用 11000次）等应定期校验。65. 入炉煤试样应使用自动化机械取样设备制备。对大中型电厂，应使入厂煤实现自动化机械化采制样。66. 新变压器油和汽轮机油按现行的国家标准变压器油质量标准和汽轮机油质量标准进行质量验收；防锈汽轮机油按现行国家标准防锈汽轮机油质量标准进行质量验收。67. 新充油电气设备投人前，变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行国家标准运行中变压器油质量标准和运行中汽轮机油质量标准进行质量检验。68. 运行油的防劣措施及系统、设备要补油或

17、混油时，分别按现行国标关于运行油防劣措施的规定和关于补充油及混油的规定执行。69. 变压器油中溶解气体分析、判断充油电气设备内部故障的溶解气体标准，按现行部标执行。70. 六氟化硫高压电器中新六氟化硫气体质量按化工、机械、水电、冶金等四部通过的六氯化硫气体技术条件（试行）的规定进行检验，运行中六氟化硫的气体质量按部颁用于电气设备的六氟化硫气体质量监督与安全导则（试行）中的有关规定执行。71. 燃料分析间内不应使用煤火炉或其它能够污染室内环境的取暖设备。分析间的固定设备如通风橱、试验台、药剂及玻璃仪器橱（或架）、排气装置等都应按试验要求设计、建造和布置。分析间的光线应充足，照明系统的亮度以及光源

18、位置等应有利于分析测量和颜色判断。分析间内应备有消防灭火器材，并应定期检查，保证随时可供使用。72. 天平间应避免阳光直接照射，室内温度和湿度应尽可能保持稳定，空气要干燥，光线要柔和。避免空气对流，以减少环境条件对天平称量精密度的影响、禁止在天平间内使用任何加热设备。天平间附近不能有振动源。73. 制样间应不受风、雨侵袭及外界尘土的影响，并装有排风扇等除尘设备。制样间应备有各种规格的标准筛，常用的为筛孔150、100、50、25、13、3、lmm的粗筛以及孔径为200m及88m的标准筛。室内应装有机械振筛设备。制样间内应备有缩制煤样的各种工具器械。制样人员在制样操作时，应穿戴专用的制样胶鞋、帽

19、、口罩和手套，以避免操作时污染煤样和保护制样人员健康。74. 热量计应置于避免阳光直射的地方，在测热间内不得进行其它试验。室温应尽可能保持稳定，每次测定室温变化以不超过1为宜，冬、夏温度以不超过1530范围为宜。在测定燃料的发热量时，室内应避免强烈通风及热源辐射。75. 各种仪器设备的技术参数必须符合试验项目所规定的质量要求，这是取得准确可靠数据的基本保证。76. 根据试验仪器的精密度与准确度的要求，对有关直接计量仪器和测量仪表（如天平、温度计、压力计等），必须定期经有关法定计量部门校准后方能使用，对有关间接计量的检测仪器（如量热计），应用标准煤样或基准物质进行校准。不需精确校正的仪器，可根据

20、试验的具体要求，由试验人员进行经常性检查。77. 专用仪器及贵重器皿（铂器皿和玛瑙研钵）应有专人保管，建立仪器档案。使用专用仪器的试验人员必须经过培训，考核合格后方能操作仪器。78. 试验室用仪器和器皿要根据试验的目的，进行化学反应的特点以及试验结果的精确度选择使用。79. 用于定容的玻璃仪器如容量瓶、移液管、吸量管和滴定管等，在使用前都必须经体积校准。使用时，此类仪器内表面应保证清洁，当放出液体时，不能有任何液膜的破裂。80. 使用磨口玻璃仪器时，要注意磨口的规格是否准确，能否互换使用，应保证严密不漏气。81. 清洗玻璃仪器时可根据仪器的沾污情况，选用肥皂、洗涤剂或铬酸洗液。清洗后，先用自来

21、水冲洗干净，最后用洗瓶吹入蒸馏水清洗34次，以仪器均匀被湿润而不挂水珠为准。82. 试验室供分析化验用的水、试剂以及溶液的质量必须符合试验方法的要求，分析人员有责任了解、选择和控制水、试剂以及溶液（包括标准溶液）的质量。83. 为提高分析结果的质量，减少因试剂带来的系统误差，可采用空白试验（试剂空白和方法空白）的方法给予校正。84. 配制好的标准溶液应贮存于磨口硬质玻璃试剂瓶中，瓶上应贴有试剂化学式、浓度、溶质质量、配制日期、试剂规格、配制者的标签。易受光线影响变质者，贮存于棕色瓶中。从试剂瓶吸取溶液时，注意不要沾污标签和塞子；已从瓶中取出的试剂，绝对不允许再返回原来瓶中。对于性质不稳定的标准

22、溶液，不要超规定的时间保存。85. 为保证试剂的质量，防止在保管期变质，应根据试剂的特性，正确选用保管、储存试剂的方法，如采取密封、避光、低温等措施。经长期保管的试剂，使用时需仔细检查，合格后方能使用，对于性质不稳定的试剂，应注意其保存的有效期或出厂日期。86. 对于易燃、易爆、剧毒试剂要有鲜明标志，分类专门妥善保管，易燃、易爆试剂应存放在阴凉通风的地方。剧毒试剂加锁存放，经批准使用，两人共同称量，登记用量。87. 取用试剂的器皿必须分开，各种试剂不得共用一件器皿，使用有机溶剂和挥发性强的试剂，应在通风橱内进行操作，绝对不允许使用明火直接加热有机溶剂。对浓碱、浓酸、强氧化剂的使用，应按照规定的

23、要求进行操作。88. 燃煤的采样、制样应接照火力发电厂燃料试验方法中RSl183和RS3183的规定执行。89. 燃煤样品在运送和保存期间，应尽量避免其氧化变质。90. 燃煤样品最好封存在有密封盖的铁制容器或硬质塑料容器内，采样后应尽快制样分析，尤其是对测定全水分的煤样，更应密封包装，从采样到分析时间不超过2天。不易氧化的无烟煤和贫煤可以用优质塑料袋包装，运送到试验室进行分析的时间，也不宜太长。91. 需长期保存的煤样，可以在存放的容器内充人氮气，严密封口；或采用其它方法避免氧化变质，如尽可能装满逐出空气，并存放在阴暗处；或存放在经煮沸灭菌的蒸馏水中等。92. 实验室控制精密度的方法有允许差法

24、和控制图法。93. 燃料日常监督试验的原始记录可保存3年，对于有价值的试验报告，根据具体情况适当延长保留期。94. 实验室能够提供合格的分析数据，基于两项保证条件：一是合格的实验设备，二是合格的分析人员，而后者尤为重要。95. 化学人员应及时、准确地检测全厂水汽质量和热力设备的腐蚀、结垢、积盐程度。发现异常时，应向厂领导书面报告情况、分析原因和提出建议，以防患于未然。化学专责人员应在总工程师的领导下，督促、检查有关部门按期实现防腐、防垢措施，使水汽质量恢复正常。96. 电厂化学专责人员应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行全过程的各项化学监督工作；应了解和熟悉与化学专业有关的水汽系

25、统及各类设备的构造、工艺和材质；应检查加药系统、水汽取样装置、化学分析仪表的安装情况和水处理设备、管道的防腐措施；应要求有关单位及时处理影响水汽质量的缺陷和问题，并监督实施，确保机组移交生产后能够安全经济运行。97. 各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。在使用前，化验人员应再次取样化验，确认无误后，方可使用。98. 通过热力设备大修过程中的化学检查发现问题时，应查清设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。99. 热力设备在停、备用期间，必须采取防锈措施。100. 防锈蚀工作由化学专责人员提出方案和要求，进行化学监督和防锈蚀效果的检查评定及总结，上报有关领

26、导。101. 锅炉检修后进行水压试验时，应使用加有缓蚀剂的化学除盐水。102. 在热力设备停、备用阶段，应记录防锈蚀的日期、方法及监督指标、事后应检查效果，统计防锈蚀率和防锈合格率，并提出总结报告。103. 在新变压器油交货时，应对接受的全部油样进行监督，以防出现差错或带入脏物。所有样品应进行外观检验，国产新变压器油应按GB2536标准验收。对进口的变压器油则应按国际标准验收或合同规定指标验收。104. 新变压器油注入设备前必须用真空脱气滤油设备过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他杂质。105. 新变压器油应从变压器下部阀门注人油箱内，使氮气排尽，最终油位达到大盖以下100mm以上，油的

27、静置时间应不小于12h，经检验油的指标符合规定后，应进行热油循环。经过热油循环后，应按规定进行试验。106. 新油注人设备后构成设备投运前的油，它的某些特性由于在与绝缘材料接触中溶有一些杂质而较新油有所改变，其控制标准按GB 7595中“投入运行前的油”质量指标要求。107. 当运行中油经检验的项目中某些指标明显接近所控制的极限时，应增加检验次数以确保安全。108. 设备补新油时，新油补入量少时，通常不会出现任何问题；如果新油补入量较多，特别是将较多的新油补加到已严重老化至接近运行油质量标准下限的油中时，就可能导致油中迅速析出油泥，影响油的绝缘、散热或润滑、调速特性，甚至引起设备事故发生。因此

28、，在补油前应先作混油试验，无油泥析出方可混合使用。109. 库存油管理应严格做好油的人库、储存和发放三个环节，防止油的错用、错混和油质劣化。110. 对新购进的油，须先验明油种、牌号并检验油质是否合格。库存备用的新油和合格的油，应分类、分牌号、分质量存放。111. 库存油应严格执行油质检验，除按规定对每批人库、出库油作检验外，还要加强库存油移动时的检验与监督。112. 对国产新汽轮机油应按GB 2537或GB 11120验收；对从国外进口的汽轮机油则应按有关国外标准或按ISO 8068的标准验收或按合同规定指标验收。113. 在六氟化硫新气到货后的一个月内，应按照六氯化硫气瓶及气体使用安全技术

29、管理规则和六氯化硫电气设备中气体管理和检测导则中有关规定进行复核，抽样检验。验收合格者，应将气瓶转移到阴凉于燥的专门场所，直立存放。114. 六氟化硫气体在储气瓶内存放半年以上时，在充气于六氟化硫气室前，应复检其中的湿度和空气含量，指标应符合新气标准。115. 六氟化硫电气设备安装完毕，在投运前（充气24h以后）应复验六氟化硫气室内的湿度和空气含量。设备通电后一般每三个月，亦可一年内复核一次六氯化硫气体中的湿度，直至稳定后，每13年检测湿度一次。116. 六氟化硫气体检测使用的仪表和仪器设备，应制订详细的使用、保管和定期校验制度，并应建立设备使用档案。117. 有关测试六氟化硫的仪器、仪表应建

30、立监督与标定传递制度，基层单位的仪器由网、省局“六氟化硫监督检测中心”负责定期校验和检定。并建立校验档案。校验周期原则上每年一次。118. 对从事六氯化硫气体质量监督与安全管理的专业技术人员必须经过技术培训并取得主管部门认可的培训单位签发的合格证书。119. 水电#1、#2机高压油车顶转子，在顶完转子后，将高压油车出口排油门开启，为防止人为误合高压油车电源，防止事故 。120. 水电#1机组调速器自动补气装置常闭电磁阀发热，是因为 自动补气装置动作时间过长，将调速器油位调整至 11-19格后，把压力控制在 正常压力 即可，由于常开电磁阀已坏会漏气，所以尽量不要让油位超过 19 格，在 19 格

31、以下，自动补气装置就不会动作。121. 小水电发电机转子绝缘不得小于 0.5M ，定子绝缘不得小于 11 M ，吸收比不得小于 1.3 。122. 小水电主变型号 GS9-18000/6.3 ，额定容量 18000kVA ，冷却方式 ONAN ，空载损耗 11.863kW ，负载损耗 115.5kW 。123. 小水电机组轴瓦温度 60 报警， 65停机。124. 小水电6MW水轮机额定水头 70m，最低水头 47m，飞逸转速 1193r/min。125. 小水电#3水轮机额定水头 34m ，最低水头 20m ，飞逸转速 1258 r/min。126. 小水电6MW发电机额定容量 7500kV

32、A ，额定电流 687.3A ，额定电压 6.3kV 。127. 小水电#3发电机额定容量 1000 kVA ，额定电流 92A ，额定电压 6.3kV ，#3水轮发电机的型号： SFW800-10/1430 ，其中 SFW 代表水轮发电机 , 800 代表额定出力， 10 代表磁极个数， 1430代表定子铁心外径。128. 小水电发电机推力轴瓦作用： 支撑转子的重量，承受径向荷载和轴向水推力。 。129. 2008年水电经济运行调度中的1+1表示： 一台6MW机组+一台0.8MW机组 。130. 主汛期水库水位在1440m以上，水电机组按： 2+1 方式运行，水库水位在1440-1435m水

33、电机组按： 1+1运行。131. 小水电0.8MW机组低于 1435 m不能发电，供水池底板高程 1413 m，水池正常水位1416 m，大机低于 1427m不能发电。132. 小雨谷电站总装机容量为： 12.8 MW，#1水轮机型号为: HLD41-LJ-110 功率 6250 kW，额定水头： 70 m，额定转速： 600r/min飞逸转速： 1193r/min。133. #1水轮发电机主保护有：CT断线， 纵差速断保护定值 ， 转子一点接地保护 ， 转子二点接地保护 ， 定子过流一段 ， 过负荷保护 ， 转子过流一段 ， 转子过流二段 ， 非电量保护 。134. 我厂每台炉电除尘配置16

34、台整流变压器，每台整流变压器的整流电压最高压力为72kV。配置阳极振打16台，配置阴极振打16台。锅炉点火前8小时，投入电除尘灰斗贴面加热装置运行，点火前2小时将振打装置投入，油枪全部撤除后投入 高压柜运行。135. 每台炉配置2台电机功率为110 kW除灰水泵，配置2台容积为128m3浓缩机，配置2台容积为 532 m3脱水仓，脱水仓脱水时间设计为4-8h，脱水后灰渣含水率 25-30 。136. 我厂一期4600MW机组共设6座灰库，每座灰库容积2200 m3；1座粗灰库能贮存1台锅炉30h的排灰量，1座细灰库能贮存2台锅炉60h的排灰量。137. 运行中转动设备的滚动轴承温度不超过 95

35、，滑动轴承温度不超过80。138. 电动机额定转速为1500r/min的振动值规定为 0.085mm, 电动机额定转速为1000r/min的振动值规定为0.1mm。139. 我厂一期工程4600MW机组共设9台除灰空压机，每台空压机排气量为38 m3/h，排气压力为0.75 MPa，排气温度为109。除灰冷干机排疏水每班为 3次，每次间隔时间为1小时。140. 除灰系统所用仪用气源是由主机仪用空压机提供。141. 转机振动值规定为： 3000r/min0.05mm； 1500r/min0.085mm； 1000r/min0.1mm； 750r/min0.12mm。142. 我厂输灰采用的方式为

36、正压浓相气力输灰，其中一、二支线仓泵容积为1.31m3，一支线正常出力为 41.03t/h，二支线正常出力为8.21t/h，三支线正常出力为1.64t/h，四支线正常出力为0.41t/h，。143. 我厂一台600MW机组锅炉产生的灰渣比为 85%：15%，每台炉配置 2 台电机功率为 110 kW排渣泵。144. 煤操作控制方式分为自动、手动和就地三种方式。煤仓配煤控制分为程控配煤和手动配煤。145. 自动操作，在此种方式下，所有设备均由程控自动完成启停任务，各个设备的保护及联锁投入。每条皮带启停，配置在该条皮带上的除尘器、除铁器、机械采样装置、微机电子皮带秤等设备同时随自动启停。146.

37、我厂输煤系统皮带机设计出力分为1500 t/h，2500t/h两大类，皮带机运行中应严格控制给煤量，不得超负荷运行。如来煤不正常时，应及时调整给煤量。 147. 如有必要推土机与斗轮机同场作业，应保持3m 以上的安全距离。148. 斗轮机悬臂从一个煤场换到另一个煤场，悬臂必须抬到水平位置才能回转。运行中斗轮机只能用低速挡行走。149. 严禁利用电动机“启动”和“停止”的方法作发信号使用。 150. 启动带式输送机，一般是按逆煤流逐一启动，而停机时则按顺煤流逐一停止。151. 在运行中若筛、碎煤机跳闸后应对筛、碎煤机进行内部检查，发现堵煤及时组织清理。碎煤机因故障停机需要再次启动时，间隔时间为2

38、小时，事故情况下不得低于30分钟。 152. 斗轮机启动前应检查斗轮机作业范围内是否有非工作人员在活动，如果有必须通知其离开，否则严禁启动设备。遇到紧急情况时方可按下急停按钮，停止斗轮机所有运行，正常停机禁止使用急停按钮。153. 20.程集控员在启动皮带机过程中，如发现皮带机达不到正常转速和上位机电流波动较大或无电流和运行信号显示时，程控员应立即点击停止按钮按钮，并通知皮带值班员进行全面检查。154. 21. 紧急情况下，任何人都可按动“急停按钮”按钮或拉线开关停止带式输送机运行。155. 22、设备运行中因故障停机需再次启动时，程控员与就地皮带值班员取得联系，问明情况，待异常情况处理完毕并

39、得到就地皮带值班员的明确答复后，方可启动。156. 在筒仓、原煤仓等地方进行动火工作前必须测量粉尘浓度，防止达到粉尘的爆炸极限。157. 带式输送机是以胶带兼作牵引机构和承载机构的连续输送机，带式输送机为倾斜输送时倾角不超过18度。158. 正常运行中转动机械对振动值的规定为：1500r/min0.085mm，750r/min0.12mm。159. 电子皮带秤由称框、测速传感器、测重传感器、二次仪表等部分组成。160. 输煤程控系统的控制方式有程控自动、程控手动、就地手动、程控手动是程序控制的辅助控制手段。161. 为了防止皮带受到冲击损伤，一般在皮带的尾部安装 缓冲托辊。 162. 输煤系统

40、配置有测速、测重、测温、测振、测料位、测位置等传感器。163. FGD运行中吸收塔浆液pH值一般维持在 5.0-6.0之间，浆液密度应维持在1095kg/m3-1160 kg/m3之间，必须保证出口二氧化硫不高于400mg/Nm3且脱硫效率大于90。164. FGD运行中，当吸收塔内浆液密度上升至 1120 kg/m3后，应准备启动脱水系统；当吸收塔内浆液密度上升至1140 kg/m3后，应立即启动脱水系统进行脱水。165. 真空皮带脱水机进料前，应启动石膏旋流器运行，石膏旋流器运行正常后，浆液分配器压力在 130kPa-150 kPa ；若压力过低，应关闭部分旋流子，保留4-5 个旋流子运行

41、。脱水机启动正常后开始下料，气液分离器负压应逐渐升高，滤布上布满料时，压力为 -40-50 kPa 。待滤布上的料走到接近出料端时(约需100s左右)，将脱水机切换到自动调节方式，滤饼厚度设置为 20mm-25mm。166. 制浆系统运行时，球磨机的进料量一般不得低于12t/h ，并尽量调至 15t/H以上，不得长时间低进料量运行。167. 正常运行中每班应根据吸收塔液位对 除雾器 进行冲洗一次；事故浆液箱保持低液位运行，当除雾器每班正常冲洗时，如吸收塔液位呈下降趋势，出口烟气二氧化硫在+100mg/m3时，若事故浆液箱液位高时，应将事故浆液箱浆液打至吸收塔补充吸收塔液位，如仍不能满足吸收塔液

42、位要求时，然后再考虑增加 除雾器冲洗时间和冲洗次数。168. 当出口烟气二氧化硫呈上升趋势时，应进行 补浆 ，当石灰石浆液箱液位下降至 3-4 米，应启动 制浆系统。169. 石灰石浆液泵运行向吸收塔补浆，石灰石浆液泵电流突然下降很快，说明 泵与管道已堵塞 ，此时应 立即停泵 ，进行 泵体和管道 冲洗，然后再启动石灰石浆液泵运行，进行 补浆 。170. 脱硫系统停运状态分为： 长期停运 、 中期停运 、 短期停运 。171. 脱硫由 烟气系统 、 制浆系统 、 石灰石输送系统 、石膏脱水系统 ， 废水处理系统 、工艺水系统，压缩空气系统 等七大系统组成。172. 脱硫系统正常运行中，钙硫比为1

43、.03mol/mol；烟尘浓度应控制在50 mg/Nm3。173. 脱硫系统正常运行中，进口烟气量一般为1948511Nm3/h；脱硫效率为95%。三、简答题孙长远完成电网部份问答题30道1 简述本厂站安稳装置报告的打印方法（包括动作报告、变位报告、异常报告）、在安稳装置面板上按“”键，进入 “主菜单”；、在“主菜单”下拉菜单中选择“打印报告”，按然后“确认健”，进入“打印报告”子菜单；、在“打印报告”子菜单中分别选择“动作报告”、“自检报告”、“开入变位”，然后按“确认健”即可分别打印“动作报告”、“变位报告”、“异常报告”。2 简述本厂站安稳装置动作的处理流程（包括发现装置动作灯亮后的汇报

44、对象，后续操作等）、立即将安稳装置动作时的现象、动作结果汇报总调、中调；、通知继保人员详细检查安稳装置的动作情况及装置情况，速检查相关一次设备状况，并将检查结果及时汇报总调；、尽量为系统的恢复创造有利条件；、在总调的统一指挥下进行事故处理及操作；、按电厂运行规程自行进行机组事故处理。3 安稳装置动作灯亮后的汇报对象有哪些？答：液晶显示屏上显示的动作报告内容、故障录波报告内容。包括有多个动作元件及测距结果、启动绝对时间、动作相对时间等内容。4 简述本厂站安稳装置出现异常后的处理流程（包括发现装置异常灯亮的的汇报对象，后续操作等）答：、立即将安稳装置出现异常后的自检报文及报文含义汇报总调；、通知继

45、保人员详细检查安稳装置出现异常后的情况，并将检查情况汇报总调。（根据异常后发的报文或信号首先进行初步的判断，是PT引起的就查PT回路，是CT引起的就查CT回路，是通道的就查通道，根据具体情况采取具体的措施，对于有可能引起误跳的工作，应申请将装置退出运行后再处理）。5 装置异常灯亮后的汇报对象如下：、程序出错；、采样异常；、出口异常；、直流电源异常；、长启动告警；、TV/AV断线报警；、HWJ异常；、CPU定值出错等。6 简述本厂站安稳装置动作可能的后果答：本厂只有一台发电机运行，定值中的最少保留台数为1，若为正常动作，将不会跳机，对我厂没有影响，若误动，将使我厂1号机组停运。安稳装置异常有很多

46、种情况，若通道中断，安顺主站将采不到我厂机组的出力，对网上总出力计算不准确，若网上有故障，不能向我厂安稳装置发切机命令，影响电网运行。若PT、CT引起异常，安顺主站不能采到我厂实际出力等。7 你认为本厂站哪些工作较易导致安稳装置误动或失去作用？答：、保护压板投切操作时操作错误；、直流接地时用拉路查找时将装置电源断开时；、在安稳装置CT串联回路上的工作；、在安稳装置跳闸出口回路上的工作，不小心将跳闸回路断开；、在安稳装置PT并联回路上的工作；、安稳装置定检工作等。89 锅炉在哪些情况下，应重新进行全面或部分热力化学试验和调整试验？1）提高额定蒸发量；2）改变锅内装置或改变锅炉循环系统；3）给水质

47、量有较大改变或改变锅内处理方式；4）发现过热器或汽轮机有盐垢时。10 油务监督的主要任务是什么？准确、及时地对新油、运行中油（包括气体）进行质量检验，为用油部门提供依据；与有关部门采取措施防止油质劣化，保证发供电设备安全运行。11 运行中变压器油的常规检验周期和检验项目是什么？设备名称设备范围检验周期检验项目电力变压器220500kV每年至少2次（1）水溶性酸（pH值）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、游离碳、水分、界面张力（25）、介损（90）、击穿电压、含气量（500kV）、体积电阻率110kV及以下每年至少1次厂用电力变压器35kV及以上或1000kVA以上每年至少1次水溶性酸（pH值）、

48、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、游离碳、水分、击穿电压（2）、体积电阻率配电变压器560 kVA及以下3年至少一次（或自行规定）水溶性酸（pH值）、酸值、闪点（闭口）、游离碳、水分（目测）、击穿电压（2）互感器220kV及以上每年至少1次水溶性酸（pH值）、游离碳、水分、击穿电压、体积电阻率35kV110kV3年至少1次油开关110kV及以上每年至少1次水溶性酸（pH值）、机械杂质、击穿电压、体积电阻率110kV以下3年至少1次少油开关3年至少1次或换油套管110kV及以上3年至少1次水溶性酸（pH值）、游离碳、水分击穿电压、体积电阻率注：1）每年的第2次检验，可只做水份、击穿电压；2）油质变化

49、很快，有疑问时，应增加界面张力、介损两项分析；3）少油开关指油量在60kg及以下的开关。4）制造厂有比较明确的规定，一般应按制造厂的要求进行检验。12 运行中汽轮机油的常规检验周期和检验项目？设备名称检验周期检验项目汽轮机每周一次外状、水分、机械杂质半年至少一次外状、水分、运动粘度（50）、闪点（开口）、机械杂质、酸值、液相锈蚀、破乳化度注：机组运行正常，可以适当延长检验周期当发现汽轮机油中混入水份时，应当增加检验次出，并及时采取措施。13 发供电单位应根据备哪些与化学监督有关的图表？1）全厂水汽系统图（包括取样点、测点、加药、排污系统等）；2）化学水处理设备系统图和电源系统图；3）汽轮机油系

50、统图；4）变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表；5）燃料及灰取样点布置图。14 发供电单位应建立哪些与化学有关的技术资料？1）各种运行记录；2）水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药品和气体的分析记录，水汽系统定期查定记录及有关试验报告；3）热力设备和水处理设备的调整试验及化学清洗方案与总结；4）热力设备的停备用及检修检查记录与总结报告；5）水处理设备与用油设备的台账、备品清册及检修检查记录；6）化学仪器仪表的台账及检验记录；7）培训记录。15 发供电单位应定期向主管局、电力试研所报送哪些与化学有关报表及总结？1）水汽平衡及水汽质量平均合格率、化学仪表投入率及准确率汇总表；热力设备检

51、修检查报告；水处理设备可用率、停备用热力设备防腐保护及水处理药品材料消耗情况；油质合格率及油耗情况，异常充油（气）电气设备情况；六氟化硫气体质量情况。2）与化学监督有关的事故分析及防止措施；化学清洗总结。3）年度化学监督工作总结。16 燃料检验工作的意义是什么？1）验收人厂燃料的质量；2）评价锅炉设备运行的经济性；3）预测锅炉安全运行情况；4）作锅炉设计的原始数据；5）作调节锅炉运行方式的依据。17 燃料试验原始记录中应包括哪些内容？1) 项目名称。2) 样品编号及样品处理。3) 试验日期、天气情况。4) 试验有关参数：温度、压力、吸光度、溶液浓度、校正值、空白值等。5) 全部测试数据。6)

52、计算式及运算数据。7) 质量控制的试验记录。8) 试验中特殊情况记录。9) 试验人员签字。10) 其它。18 锅炉化学清洗的范围有哪些（对应我厂设备）？1） 省煤器和水冷壁管。凝结水及高、低压给水管道。2） 当过热器管内铁的氧化物大于100grn2时，进行化学清洗或采用蒸汽加氧吹洗。对过热器进行整体化学清洗时，必须有防止垂直蛇形管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施。3） 对再热器，除锈蚀严重外，不进行化学清洗，可采取蒸汽加氧吹洗。19 锅炉及其热力系统化学清洗后的应达怎样的质量要求？1）被清洗金属的表面清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显的金属粗晶析出，无二次浮锈，并形成保护膜2）腐蚀

53、指示片无点蚀，平均腐蚀速率应小于10g（m2h），腐蚀总量应小于 120g/m2。20 机组大修时化学专业应做哪些工作？1）提出大修期间的化学检查大纲。2）编制化学清洗及铜管镀膜等方案。3）采集垢样，进行化验，将记录留档。4）参加热力设备有关化学部分、化学水处理设备及各类加药设备等的大修检查、验收及设备定级工作。5）提出大修化学检查报告（大修结束后一个月内）。6）建立化学检查的技术档案，并保存垢样。21 大修前的准备工作有哪些？1）收集有关技术资料，准备检测仪器、工具、记录报表和设备示意图等。2）列出本次大修与化学有关的项目。对大修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗。3）做好两次大修期间机组

54、运行的分析。22 热力设备各部位的重点检查内容有哪些？部位内容锅炉设备汽包汽包内壁及内部装置腐蚀、结垢情况及主要特征；汽水分离装置完整情况；排污管、加药管是否污堵水冷壁监视管段（不得少于0.5m）内壁积垢、腐蚀情况；向、背火侧垢量及计算结垢速率，对垢样做成分分析，水冷壁进口下联箱内壁腐蚀及结垢情况省煤器进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量、有无油污过热器再热器各弯头处有无积水；腐蚀、结盐程度；腐蚀产物沉积情况，测其pH值汽轮机及其辅机汽轮机本体目视各级叶片结盐情况，定性检测有无腐蚀；调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻坑；中压缸一、二级围带氧化铁积结程度；检查每级叶片及隔板表面pH值（有无

55、酸性腐蚀），计算单位面积结盐量，对垢样做成分分析凝汽器管凝汽器管外壁有无腐蚀或磨损减薄；内壁结垢、粘泥及腐蚀程度；有无泄漏点，胀口有无伤痕除氧器内部有无腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无布置不匀；水箱底部有无沉积物，箱体有无腐蚀，防腐层是否完好高、低压加热器吊芯有无腐蚀、泄漏，必要时抽管采垢样分析23 各热力设备评价标准如何？汽轮机评价：类别项目一类二类三类结盐基本不结盐或结盐量1mg/（cm2年）有少量结盐，结盐量110 mg/（cm2年）结盐较多，结盐量10mg/（cm2年）腐蚀基本没有腐蚀低压缸有轻微锈蚀，初凝区隔板有轻微腐蚀下隔板有较严重的锈蚀，不锈钢部件出现针孔或初凝区隔板有严重腐蚀凝汽器评价：类别项目一类二类三类均匀腐蚀0.005mm/年0.0050.02mm