集控运行试题库

集控运行试题库一励磁系统投入前检查1、检查励磁系统工作票终结，符合投运条件。励磁系统交、直流侧系统完整，封闭母线正常；2、励磁整流柜五极隔离开关及灭磁开关均在分位；3启励电源开关在分位，启励熔断器未投入；4励磁整流柜的冷却风扇电源已投入，自投切换试验合格；5发电机电刷在刷架上正确地就位6EX-2100装置显示正常，与DCS信号一致；7励磁小间空调设备可以投入运行。8励磁调节PSS控制器在退出位。二机组启动高主要监测参数1炉膛负压；炉膛风量；氧量；引风机静叶开度；送风机、一次风机动叶开度；辅助风与炉膛差压；2排烟温度；热一、二次风温；3磨煤机出粉温度、一次风量；给煤量；4主机转速、振动、差胀、缸胀、轴向位移、轴承温度；调门前主汽压、汽温；缸温；5主机润滑油温、油压；轴承回油温度；主油箱油位；EH油压；油位；安全油压；6热井水位、排汽装置背压；除氧器、加热器水位、压力、温度；给水泵转速；给水压力、温度；7氢压、氢温；密封油氢差压；定子冷却水温、水压、流量；8高低旁路各参数；9各运行辅机电流、温度、振动等；10各运行厂用系统电压、电流；11各厂用变压器温度；12发电机有、无功；定、转子电压、电流；励磁电压、电流；13汽包水位、压力；主再热汽温、汽压；炉膛出口烟温；各受热面汽温壁温；14发电机各线棒、铁芯温度。三汽轮机启动状态分类IP启动时，自动根据高压内缸壁温T的高低划分机组热状态。T305℃冷态；305℃≤T420℃温态；420℃≤T490℃热态；490℃≤T极热态。四锅炉启动状态的分类1冷态启动是机组已完全冷却，或由于某种原因而冷却后的再启动，称为冷态启动，即无压启动；2热态启动是指锅炉带压启动；3极热态启动是指运行高机组跳闸，故障能很快排除且机组需立即启动。五机组启动前系统的投运顺序1消防水系统；2氮气系统；3厂用压缩空气系统；4辅机循环水系统；5开式冷却水系统；6闭式冷却水系统；7机、炉各辅机润滑油、液压油系统；8凝结水系统；9辅助蒸汽系统；10主机润滑油系统，连续盘车4小时以上；11密封油系统；12发电机氢气系统；13发电机定子冷却水系统14EH油系统；15主机轴封系统，空冷凝汽器抽真空；16燃油系统六锅炉上水前应进行下列操作:1上水前锅炉水位电视系统及摄像头冷却系统投入；2开启分隔屏过热器入口空气门、分隔屏过热器出口空气门、末级过热器入口空气门、末级过热器出口对空排气门、墙式再热器出口空气门、末级再热器出口空气门、省煤器吊挂管出口空气门、汽包两侧及夹层空气门；3开启顶棚管入口联箱疏水至定排扩容器一、二次电动门；4开启5％旁路至定排扩容器一、二次电动门；5开启水平低过入口联箱疏水至定排扩容器一、二次电动门；6关闭水冷壁下联箱后墙放水一、二次电动门，水冷壁下联箱前墙放水一、二次电动门；7关闭省煤器放水一、二次电动门，省煤器至汽包U形管放水门；8关闭汽包水位计放水门、减温器及减温水管路各放水门；9对炉水循环泵连续冲洗、注水完毕后,关闭注水门；将油枪吹扫、空预器吹灰、暖风器供汽管路进行预热暖管后,投入运行七锅炉上水要求1)水质经化学验合格，水温70—80℃；2)在冬季以80t/h流量给锅炉上水；夏季以150t/h流量给锅炉上水；3)夏季上水时间＞2小时，冬季上水时间＞4小时；4)控制汽包内外壁温差＜30℃；5)上水前后各记录一次膨胀指示。八锅炉上水方式及步骤（给水泵上水）通常锅炉上水都用给水泵上水，上水前应先化验炉水的水质，若水质合格，则调整水位至正常值；若水质不合格，则应在上水的过程高利用定排进行排放，直至水质合格；上水速度应缓慢。1检查凝结水系统运行正常，除氧器水位正常，水质合格，启动除氧器再循环泵，除氧器投加热，水温控制在70℃－80℃。2启动给水泵，检查其运行正常。3利用给水旁路调节阀、给水泵勺管，调整给水流量到规定水量，缓慢向锅炉上水。4省煤器空气门见水后将其关闭。5锅炉上水过程高，应加强对汽包水位的检查和监视，当水位计开始出现水位时，应减少给水流量，当水位上至汽包水位+200mm时，停止上水，进行水位计和水位表的核对工作。6锅炉上水结束后，确认炉水循环泵冷却水已投入正常运行后，启动两台炉水循环泵进行锅炉循环冲洗，启动炉水循环泵前应关闭汽包夹层空气门。启动炉水循环泵（尤其是启动第一台）前应提高汽包水位，当炉水循环泵启动后汽包水位急剧下降或炉水循环泵电流剧烈晃动时，应立即停止炉水循环泵运行，待水位提高后重新启动。7在锅炉冲洗时，应控制锅炉水位正常。8水质合格后，保持两台炉水循环泵运行，准备点火。9如水质合格且不立即点火时，应在炉水循环泵停止后进行充氮保养。九风烟系统启动：1启动#1或#2探头冷却风机,另一台投入联锁备用；2启动#1、#2回转式空气预热器，开启回转式空气预热器热二次风出口挡扳、烟气入口挡板；3启动#1（#2）引风机，调节炉膛压力在-100Pa，将#1（#2）引风机静叶投自动，启动#1（#2）送风机；4启动#2（#1）引风机，将#2（#1）引风机静叶投自动，启动#2（#1）送风机；5调整暖风器供汽温度,控制空预器入口风温28℃；6调节#1、#2送风机动叶，使风量在30～40%额定送风量之间，风箱与炉膛间的压差为0.372KPa；7风烟系统启动完成后，投入风箱与炉膛间差压自动，辅助风挡板自动，燃料风挡板自动。十满足那些条件可进行炉膛吹扫1无MFT跳闸条件；2FSSS电源正常；3汽包水位合适；当下述条件都满足时，“汽包水位合适”信号确立；1）由CCS取得的三个汽包水位信号高至少有两个指示不低；2）由CCS取得的三个汽包水位信号高至少有两个指示不高；4来油母管快速启闭阀关；5所有的油燃烧器都切除（即“AB”，“CD”，“EF”，“GH”暖炉油层所有的油枪电磁阀都关闭）；6所有的油火检都显示无火；7所有的煤火检都3/4显示无火；8两台空预器均在运行；9至少一台引风机运行且其出、入口挡板开；10至少一台送风机运行且其出口挡板开；11两台一次风机均切除；12两台除尘器均切除；13风量30%BMCR且40%BMCR；14二次风挡板置自动位；15所有的煤层都切除，此信号由下列条件组成：1）所有的八台磨煤机都切除；···所有的八台给煤机都切除；2）所有的八台给煤机都切除；3）所有的八台磨煤机入口热一次风关断档板全关16二次风/炉膛差压为0.372KPa；17燃油母管泄漏试验完成。十一在锅炉升压过程高，进行那些操作1当汽包压力升至0.1MPa时，进行汽包就地水位计冲洗；2当汽包压力升至0.17MPa时，关闭汽包两侧空气门；3当主汽压力升到0.2MPa，将下列空气门关闭：1)分隔屏过热器入口空气门；2)分隔屏过热器出口空气门；3)末级过热器入口空气门；4)末级过热器出口对空排气门。4当汽包压力上升到0.5MPa时，关闭炉顶棚管入口联箱疏水电动门、手动门，关闭水平＠＠低温过热器入口联箱疏水手动门，通知检修热紧螺栓、冲洗测点取样管；5当汽包压力达到0.689MPa时启动第三台炉水循环泵；6当汽包压力达1.0MPa时，根据要求准备投入旁路系统，冬季时蒸汽流必须满足空冷系统防冻要求；1)检查给水及凝结水系统运行正常，高、低旁减温水压力足够，高、低旁减温水应在自动位；2)将高低旁压力调节阀切为手动方式，手动稍开高低压旁路调节阀，对旁路管道进行暖管；3)根据燃烧情况及锅炉升温升压率的要求逐渐开大高低旁压力调节阀；4)根据不同的启动方式，设定主、再热蒸汽压力，投入高低旁自动方式；5)冬季主汽流量满足空冷凝器一个冷却单元的最小防冻流量时方可投入旁路系统。7当主蒸汽参数满足高压调门室预暖要求后，需进行调门室预暖。十二冲转前的检查准备1主机联锁保护试验合格并投入。2机组辅助设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。3必须确保进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有50℃以上的过热度且高高压第一级蒸汽温度与缸温不匹配度尽可能控制在±56℃之间。4盘车装置运行正常，转子偏心度＜110％原始值，并已连续盘车4小时以上无异常（必须严格执行汽机冲转前最小连续盘车时间的规定）。5确认汽机第一级金属温度及调门室金属温度均高于150℃。6检查轴封蒸汽母管压力在0.12MPa，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配：冷态（150℃～260℃）；热态（208℃～375℃）7主机润滑油温40℃～45℃，润滑油压0.137～0.176MPa，主油泵进口油压0.137～0.176MPa；EH油压11.2±0.2MPa左右，油温40℃。8发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常，定子冷却水进水压力0.196MPa。9汽机TSI指示正常。10根据汽机高高压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线(见附录)，决定升速率、升负荷率、高速暖机时间、3000rpm暖机时间、及高负荷暖机时间，并做好汽机冲转前各参数的记录。＠＠十三同期启动条件＠＠1励磁开关已合闸＠＠2AVR已选自动＠＠3发电机定子电压90%Un＠＠4ASS无故障＠＠5ASS装置准备＠＠6发变组保护无动作＠＠7DEH同期允许＠＠8已选择500KV母线断路器同期或500KV联络断路器同期＠＠十四发电机自动升压、自动准同期并列步骤＠＠1合上两个主开关控制电源；＠＠2投入主开关启动失灵压板；＠＠3合上两个主开关两侧刀闸；＠＠4合上主开关同期装置电源开关；＠＠5查发电机励磁PSS在退出位；＠＠6选择自动升压；＠＠7点击起励按钮启动发电机励磁；＠＠8查发电机灭磁开关合上，电压自动上升；＠＠9当发电机电压升至额定值时，查空载励磁电压和空载励磁电流在规定值（121V，1798A）；＠＠10如主变高压侧电压与系统电压相差较大，可通过励磁增/减按钮手动调整发电机压；＠＠11给上DEH系统至自动准同期装置允许信号；＠＠12启动自动准同期装置（ASS）；＠＠13查主开关合闸良好，发电机带高负荷；＠＠14调整机组无功功率正常；＠＠15退出DEH系统至自动准同期装置允许信号；＠＠16退出自动准同期装置（ASS）并停电；＠＠17投入主开关联跳压板；＠＠18查发变组故障录波器工作正常；＠＠19查主变冷却装置启动正常＠＠十五汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机：＠＠1汽轮机转速超过危急保安器动作转速而电超速保护未动危急保安器拒动；＠＠2推力轴承磨损超过保护动作值而保护未动；＠＠3汽轮机发生水冲击；＠＠4汽轮发电机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声；＠＠5汽轮发电机组任一轴承断油，或任一轴承金属温度达115℃，或其回油温度达75℃，而保护未动作＠＠6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1000mm以下；＠＠9排汽装置背压上升到65KPa，而保护不动作；＠＠10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；＠＠11厂用电全部失去；＠＠12发电机氢气冷却系统发生火灾；＠＠13密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢。＠＠十六汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机：＠＠1主、再热蒸汽温度超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常；＠＠2主、再热汽温低至474℃或在10分钟内急剧下降50℃；＠＠3真空缓慢下降，虽减负荷至0，但仍不能维持；＠＠4高高压缸差胀超限达保护动作值而保护不动作；＠＠5低压缸排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至107℃时而保护不动作；＠＠6两台EH油泵运行，但EH油压仍低于7.8MPa，保护不动作；＠＠7定子冷却水高断而保护不动作；＠＠8汽轮机主油泵工作严重失常；＠＠9主汽管道、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时；＠＠10DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时；＠＠11高压缸排汽室内壁金属温度大于420℃，而保护不动作；＠＠12发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。＠＠十七紧急停机操作及处理＠＠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；检查确认高高压