2018年度660MW火电机组集控专业试题

1、1. MFT动作后的联锁有哪些？1）锅炉MFT动作，联跳所有的制粉系统（磨煤机、给煤机、密封风机，联关制粉系统出口门）。2）锅炉MFT动作，联跳所有的等离子点火器。3）锅炉MFT动作，联锁关闭汽轮机主汽门。4）锅炉MFT动作，联锁关闭燃油跳闸阀和所有的油角电磁阀。5）锅炉MFT动作，联跳两台一次风机。6）锅炉MFT动作，联锁吹灰器退出。7）锅炉MFT动作，联动关闭过热、再热减温水总门。8）锅炉MFT动作，联动关闭主给水电动门和给水旁路门。9）锅炉MFT动作，联跳两台汽动给水泵，联跳电动给水泵（动作前机组负荷132MW）2. MFT动作条件有哪些？动作条件：1）按手动停炉按钮；2）送风机全停；3

2、）引风机全停；4）所有给水泵全停；5）主给水流量低W316t/h延时30s；6）锅炉出口主汽压力高高229.04Mpa，延时3s；7）炉膛压力高高2+3.0kPa,延时3s；8）炉膛压力低低W-3.0kPa,延时3s；9）后烟道后墙入口集箱温度咼；10）一级过热器出口集箱出口温度高；11）再热器保护；12）所有火焰丧失（所有煤层四分之三无火，所有油层四分之三无火）；13）失去全部燃料；14）火检冷却风机出口母管压力低W4kPa，延时10s；15）火检冷却风机全部跳闸，延时10s；16）锅炉风量低V30%（630t/h），延时5s；17）延时点火；18）汽轮机跳闸且锅炉燃料量75t/h；19）全

3、燃油时，燃油进油压力低低W2.0MPa（OFT），延时3s；20）脱硫请求MFT。3. 机组冷态冲转条件有哪些？1）主汽压力：&0MPa（a），再热汽压力：0.8MPa（a）；温度符合汽轮机启动升负荷曲线要求。2）凝汽器真空：284.7kPa。3）润滑油温2752C。4）汽轮机各内外壁金属温差小于极限值，蒸汽品质合格。5）检查汽轮机各疏水阀开启。6）检查DEH在“复合配汽”方式。4. 协调投入有哪些注意事项？1）投协调操作顺序：引风机一送风机一汽轮机主控一给水自动一给煤机自动一煤主控自动一CCS。2）退协调操作顺序：给水自动一煤主控自动一给煤机自动。3）手动-自动切换时应尽可能减小实际值与设定

4、值的偏差，做到无扰切换。4）注意炉膛负压、磨一次风量、氧量等偏差大时可能跳手动。负压、氧量的测量值，在变送器无故障时应优先选用平均值。5）协调控制方式有故障时应联系热控及时检查处理正常。6）当发生RB时，机组会自动选择锅炉输入控制（BI）方式5. 滑参数停运过程中有关参数如何控制？1）主再热蒸汽降温速度：V1.2C/min。2）主再热蒸汽降压速度：V0.3MPa/min。3）汽缸金属温降率：V72C/h。4）过、再热蒸汽过热度：56C。5）严密监视汽轮机第一级蒸汽温度不低于第一级金属温度56C以上，否则应立即打闸停机。6）在整个停运过程中要严密监视汽轮机胀差、轴位移、内外壁温差、各轴承振动及轴

5、瓦温度在规程规定的范围内，否则应打闸停机。6. 在滑参数停机过程中，发生哪些情况，应停止滑降参数，迅速减负荷到零，打闸停机？1）机组发生异常振动。2）主、再热汽温失控，10分钟内下降50Co3）汽轮机各内外壁温差超过极限值。7. DEH跳闸保护有哪些？（1）机组未并网时转速故障；（2）ETS跳闸动作反馈；（3）汽机电超速；（4）手动停机；（5）汽机挂闸运行时，安全油压低低；（6）汽机挂闸但未冲转时，进行阀门校验，汽机转速大于100r/min&进行高压缸预暖前应确认哪些项目？1）汽机跳闸并处于连续盘车状态。2）凝汽器真空大于88kPao3）高压缸第一级后汽缸金属内壁温度低于150Co4）主汽阀处

6、于关闭状态，高排逆止门关闭状态，一段抽汽电动阀、逆止阀关闭状态。5）辅汽压力20.7MPa,蒸汽过热度28Co9. 高压缸预暖期间的注意事项有哪此些？1）在高压缸暖缸期间，通过调整倒暖阀、导汽管疏水阀、高排逆止门前疏水阀来调整汽缸的金属温升率，严格控制金属温升率允许范围内。2）注意监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心指示在正常范围。3）经常检查高排逆止阀前、后疏水袋水位，检查高压缸内外壁温差正常。10. 高压调阀室预暖前有哪些准备工作？1）检查并确认汽轮机处于跳闸状态。2）调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。3）检查并确认EH油压正常。4）确认主蒸汽温度高于271Co5）确认高排通风阀

7、（VV阀）及高排通风阀前隔离阀全开。6）确认高压缸倒暖阀全关。11. 汽机紧急停运的操作1）在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭,vv阀开启。2）检查厂用电系统是否正常，否则应手动补救，设法保住厂用电。3）按机组跳闸联锁中内容检查跳闸后的其它联锁动作正确，否则立即手动完成，并通知热工专业人员进行处理。4）检查锅炉联动MFT,否则手动停炉。5）检查交流辅助油泵联启，否则应立即手动启动。检查润滑油压正常，调整润滑油温正常。6）当汽轮机转速降至1500r/min时，检查一台顶轴油泵联启，否

8、则应立即手动启动一台。7）检查本体疏水扩容器减温水自动投入正常，低压缸喷水正常投入，否则手动投入。8）检查汽机高中压疏水阀、低压疏水阀应自动开启，否则应手动开启。9）检查凝汽器、除氧器水位自动调节正常，否则手动调节凝汽器、除氧器水位正常。10）检查主机润滑油温、密封油温、发电机风温、定冷水温正常，必要时解列冷却器冷却水。11）关闭咼、低压旁路阀。12）注意汽机惰走情况，差胀、振动、轴向位移、缸胀和汽轮机各部温差等，倾听汽轮机内部声音是否正常。13）当汽轮机转速降至2000r/min时，关闭至凝汽器所有疏水，停运真空泵，开启真空破坏门（故障停机时此项酌情处理）。14）机组跳闸后，应迅速将轴封倒为

9、辅汽供汽。及时调整轴封供汽压力，真空到零，停用轴封，解列轴封减温水，切换辅助蒸汽至临机或启动炉供汽。15）检查本机冷段及四抽至辅汽电动门关闭，将除氧器用汽切换为辅汽，并通知邻机或启动锅炉保证辅汽压力。16）汽轮机转速至零，投入盘车，记录转子惰走时间、偏心、盘车电流、缸温等。17）停机过程中应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢油差压正常。18）运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，未查明原因，严禁立即再次启动机组。19）其它操作与正常停机相同。20）向调度及公司有关领导汇报故障情况。12. 凝汽器真空下降及处理1）发现真空下降，应首先核对排汽温度

10、等有关表计确认，并迅速查明原因立即处理，同时汇报值长。2）启动备用真空泵，如真空继续下降至86.6kPa以下时，应联系值长机组开始减负荷维持真空在80kPa以上，减负荷速率视真空下降的速度决定，每降低1kPa减负荷100MW，降负荷过程中，若真空有回升趋势应停止减负荷。3）如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至76kPa时，保护应正常动作，否则应立即故障停机并汇报值长，并注意高、低压旁路，主、再热蒸汽管道等所有疏水门严禁开启。4）真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。5）注意低压缸排汽温度的变化，达到47C时，低压缸喷水开始投入，80C报警并且喷水阀全

11、开，继续上升到107C时，保护动作跳机。6）事故处理过程中，应密切监视下列各项：a）各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。b）注意机组振动、差胀、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度的变化。13. 主机润滑油压下降原因及处理1）原因a）主油泵和油涡轮增压泵工作不正常。b）压力油管泄漏。c）冷油器漏。d）主油箱油位低。e）油压调节阀在运行中自动变更。2）处理a）润滑油压下将时，应立即核对各表计，查明原因。b）当润滑油压下降到0.115MPa时，检查交流辅助油泵启动，当润滑油压下降到0.105MPa时，事故油泵应自动启动，否则手启。c）润滑油压下降时，应立即检查轴承金属温度，回油温度，

12、发现回油温度异常升高，达到极限时，应立即破坏真空停机。d）检查主油泵进出口压力是否正常，若主油泵及油涡轮增压泵工作失常无法恢复，汇报值长，请求停机。e）检查事故油泵、交流辅助油泵或交流启动油泵出口逆止阀是否关严，处理无效，汇报值长，请求停机。f）对冷油器进行查漏，若是冷油器泄漏应切换冷油器，并隔绝故障冷油器，联系检修处理。g）检查油压调节阀是否误动。h）当润滑油压低至0.07MPa时，汽机应自动脱扣，否则手动停机，并按紧急停机处理。i）在启动过程中，若辅助油泵故障而造成润滑油压下降时，应立即启动事故油泵，脱扣停机，待故障消除后，方可启动汽机。14. 汽轮发电机组轴承温度高处理1）当轴承回油温度

13、升高23C,应全面检查：a）该轴承的金属温度。b）其它各轴承的金属温度及回油温度。c）润滑油压及油温。d）各轴承振动情况。e）轴封供汽压力。f）轴封加热器内真空。2）若轴承内有杂物或进出口堵塞，使轴承金属温度，回油温度升高，应汇报值长，启动交流辅助油泵和启动油泵，适当提高润滑油压。3）润滑油温升高，使各轴承金属温度、回油温度升高时应立即查明温度升高的原因，如冷却水中断或冷却水压力降低，应尽快恢复正常；如调节阀失灵，应立即联系维护处理，如冷却水门误关，应立即开启；若加热器误投，应立即停运。4）润滑油压降低应立即启动交流辅助油泵和启动油泵，并寻找原因，予以处理。5）轴封压力升高或轴封加热器真空降低

14、，应尽快查明原因，予以处理。6）当汽轮机任一轴承金属温度大于100C时，应加强温度监视并通知检修人员对热工测点、系统设备进行检查；当汽轮机任一支持轴承金属温度达121C或任一轴承回油温度达75C、发电机轴承回油温度达到70C时，经调整处理无效在确认测点正确时应故障停机。7）润滑油质不合格时，及时投入油净化装置。15. 汽轮机紧急停运条件（发生下列任一条件时，应破坏真空紧急停机）1）汽轮机转速超过3330r/min而危急保安器拒动。2）轴向位移达保护动作值而保护未动。3）汽轮机发生水冲击。4）机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或汽轮机内部有明显的金属撞击声。5）汽轮机任一支持轴承断油冒

15、烟。6）汽轮机轴承或端部轴封磨擦冒火时。7）轴承润滑油压下降至0.07MPa,而保护不动作。8）主油箱油位急剧下降至1150mm以下，且补救无效。9）主蒸汽管道、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行，威胁机组安全。10）发电机及励磁系统冒烟、冒火。11）机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全。12）发电机氢气冷却系统发生火灾、爆炸。13）主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内下降50r及以上。14）高中压、低压差胀超限达保护动作值而保护不动作。15）汽轮机断叶片。16）厂用电全部失去。16. 低温省煤器投运条件当机组和系统全部满足以下要求时，方可投入低温省煤

16、器：1）机组启动后，空预器出口烟温且不低于105C；2）凝结水及抽汽回热系统工作正常；3）低温省煤器进口温度不低于60C；4）除氧器工作正常，自控装置准确、完好；5）低温省煤器系统经检查确认具备投入条件。17. 低温省煤器解列操作及注意事项1）如果经减小低温省煤器进水流量后，低温省煤器出口烟温仍低于85C，此时应解列低温省煤器。2）停运低省再循环泵。3）打开低省大旁路电动门。4）关闭低省出口电动门。5）如长期停用或需要检修，关闭低温省煤器进、出口手动阀门，开启所有疏水门，待低温省煤器压力降至0.1MPa后，开启空气门。6）如果机组停运后需要对低温省煤器系统全面放水，应检查关闭8号低加入口至低省

17、电动门、8号低加入口至低省调门、8号低加出口至低省电动门、低省出口电动门，开启空气门，开启低温省煤器系统所有放水门进行全面放水。7）防冻期内只要低温省煤器系统停运（不论机组是否运行），系统阀门状态必须保持上述全面放水的状态。18. 真空泵联启条件1）高效真空泵组罗茨泵入口真空小于对应凝汽器真空0.5kPa以上延时5S；2）对应侧高效真空泵组发故障停机信号；3）对应侧高效泵组正常运行后，入口气动阀开到位信号消失延时5S；对应侧凝汽器真空小于-89.3kPa19. 瓦斯保护运行方式是如何规定的？1）变压器充电时，重瓦斯保护必须投入跳闸位置。2）变压器正常运行时，重瓦斯保护应投跳闸位置，有载调压分接

18、开关的瓦斯保护应投跳闸位置。3）需要打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸湿器或进行其它工作时，必须先将重瓦斯保护改投信号位置。4）在大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号位置。5）变压器的重瓦斯保护与差动保护不能同时退出运行。6）当在重瓦斯保护回路上工作时，应将重瓦斯保护改为信号，工作结束后投入跳闸。7）运行中的变压器进行滤油、加油、更换油再生器的硅胶及需换潜油泵时，或瓦斯保护回路有工作以及继电器本身存在缺陷时，应将重瓦斯保护投信号位置，工作结束后待空气放尽后，方可恢复。变压器带电滤油过程中或油处理后投入运行，应将重瓦斯保护改投入信号。带电滤油完毕或油处理后投入运行，至少24小时

19、后，检查瓦斯继电器无气体时再投入跳闸。若仍有气体，则每隔12小时检查一次，直到无气体时再投入跳闸8）新投入和检修后投运的变压器在充电时，应将重瓦斯保护投入跳闸。充电正常后改为信号，再经48小时运行放气后投入跳闸。20. 厂用电系统中性点运行方式。高压厂用电电压采用6kV,低压厂用电电压采用380V。高厂变6KV中性点采用低电阻接地方式，单相接地时作用于跳闸。主厂房380V中性点经高电阻接地，单相接地时发信号。照明、检修变压器二次侧的中性点直接接地（即380V/220V系统），辅助车间380V系统采用中性点直接接地方式21. 发电机升压并列注意事项有哪些？1）当发电机转速升至3000r/min时，才允许将发电机励磁投入，升压至额定电压，检查发电机定子回路、转子回路无接地报警和异常。检查主变冷却器已经启动运转，无异常报警信号。2）调整发电机电压频率与系统一致，通过同期装置，将发电机并入系统。3）发电机升压过程中，发电机定子额定空载电压对应的转子电流不应超过其额定空载转子电流的10%。否则应立即降压，对转子回路进行检查，寻找原