发电厂值长全能值班员面试试试题集锦Word下载.docx

发电厂值长全能值班员面试试试题集锦Word下载.docx

《发电厂值长全能值班员面试试试题集锦Word下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《发电厂值长全能值班员面试试试题集锦Word下载.docx（31页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

2、汽轮机水冲击；

3、汽轮机转速上升到3300rpm时，危急保安器不动作；

4、机组任一轴承断油，冒烟或回油温度超过75℃；

5、轴封及挡油环处冒火花；

6、油系统着火无法扑灭时；

7、主油箱油位下降至-200mm以下时；

8、轴向位移增大至+1.0mm或-1.2mm，推力瓦块钨金温度升高到105℃；

9、润滑油压下降到0.05mpa，启动润滑油泵无效时；

10、调速系统工作失常，无法维持机组运行；

11、发电机，励磁机着火或爆炸。

4、哪些情况应故障停机？

1、循环水中断，不能投入；

2、凝结水泵故障而备用泵不能投入；

3、汽轮机无蒸汽运行超过3分钟；

4、真空降至60kpa负荷减至零仍不能恢复；

5、高中低压胀差超过允许值，无法恢复；

6、主要汽、水、油管道破裂，无法维持正常运行；

7、主蒸汽压力超过13.63mpa（#2机:

13.7mpa）或温度超过545℃;

或两者同时出现；

8、主，再热蒸汽温度10分钟内下降50℃；

9、发电机断水30秒不能恢复，断水保护不动作时。

5、汽轮机热态启动中的注意事项？

1、抽真空前，必须先向轴封送汽，后抽真空。

轴封供汽温度必须与汽缸金属温度相匹配，极热态启动或高压胀差达-0.5mm时，向轴封供高温汽源;

轴封供汽前应充分暖管疏水。

2、凝汽器未建立真空前，禁止疏水导疏水扩容器。

3、加强本体及蒸汽管道疏水，防止冷水冷汽倒回汽缸或管道。

4、高、中压自动主汽门、调速汽门、高排逆止门应关闭严密，防止蒸汽漏入，引起大轴弯曲和水冲击。

5、启动升速过程中应设专人严格监视轴承振动，发生异常振动,特别在中速以下,一旦振动超过0.03mm（#2机:

0.04mm）,立即打闸停机,投入盘车,采取措施后方可启动。

6、严格控制金属温度及胀差不超限。

7、并列带负荷后，汽缸温度应逐渐上升，胀差不向负方向发展。

6、汽轮机启动及带负荷过程中的注意事项？

1、经常倾听机组内部声音，检查各轴承温度、回油温度正常。

2、每30分种记录一次汽缸金属温度。

3、严格监视机组振动，在中速暖机之前振动大于0.03mm时（#2机:

0.04mm）应停机检查;

过临界时应迅速平稳,如果此时轴承振动:

#1、2瓦振动超过0.06mm、其余各瓦振动超过0.1mm时（#2机各瓦振动超过0.15mm），应立即打闸停机，禁止降速暖机或硬闯临界转速。

停机后查明原因,采取措施，消除振动后方可启机。

4、严格监视胀差变化，及时调整轴封一漏、二漏、加热装置，当胀差增加较快时，联系锅炉减慢或停止升温、升压。

5、注意监视油温、油压、风温、内冷水温，凝汽器、除氧器水位等的变化，并及时调整。

6、空负荷时排汽温度控制在80℃左右,最高不超过120℃。

当排汽温度正常后,停止汽缸喷水。

7、3000rpm运行时,轴承振动突然增加至#1机0.05mm，#2机0.06mm时（#2机轴振200μm，8瓦250μm）,应立即打闸停机。

7、热态启机的冲转条件？

1、主蒸汽温度高于高压内缸上缸内壁调节级处温度50～100℃，且有50℃以上的过热度,查找冷态曲线,确定主蒸汽参数。

2、再热蒸汽温度高于中压上缸内壁温度30～50℃，且有30℃以上的过热度。

3、盘车连续运行4小时以上，如盘车短时中断,盘车时间相应延长,大轴晃动度不大于安装值0.02mm，并核对原始相位。

4、调速油压、润滑油压、油温、密封油压、内冷水压、氢压、真空等参数在允许范围。

5、上、下缸温差、汽缸胀差、串轴在允许范围内。

8、启机时＃2机组低压缸负胀差大的原因和处理方法？

原因：

1、主要原因是＃2机组低压缸结构较＃1机组差，缸体放大后，缸壁及金属没有相应加强，导致热变形量较大，刚性不好。

2、次要原因有：

轴封供汽温度过高，使低加缸加热膨胀量大于低压转子（低压转子较粗）。

导入凝汽器疏水过多，加热了低压缸。

低负荷下排汽量较小，对低压转子加热不够，而缸体及轴封处已被加热。

低压转子叶片较长，鼓风磨擦产生热量较大等。

处理：

1、启机过程中，导入凝汽器的疏水时间尽量短，但要保证疏水正常。

2、启机冲转时及低负荷下尽量保持较低的真空，以保证汽量较大及低压缸排汽温度不能太高也不能太低。

3、及时关闭疏水门，减少导入除氧器的疏水量。

4、低负荷下暖机及运行时间尽量缩短，在保证胀差合适的情况下，100MW以下运行时间尽量短，在100MW以上时再适当加强暖机等操作。

5、及时切换轴封供汽为除氧器供汽，以保证轴封正常。

9、＃1炉影响火焰中心的因素是什么？

1、制粉系统的对称性。

运行中若投运制粉系统不对称，则火焰中心会向停运较多的制粉系统侧偏移。

2、煤粉的粗细。

煤粉过粗，则煤粉着火推迟，火焰中心上移，造成辐射吸热减少，对流吸热增加。

3、炉底风开度大小。

炉底风开大，火焰中心上移。

4、炉膛漏风，尤其是冷灰斗水封破裂漏风，将会造成火焰中心上移。

5、三次风门开度过大，三次风中携带过多煤粉，也会造成火焰中心上移。

6、炉膛负压过高，煤粉在炉内停炉时间短，间接造成火焰中心上移。

10、＃2炉DEB方式下，四套制粉系统运行时其中一台给煤机故障的处理

1、切除协调，将锅炉燃烧自动切为手动，并通知汽机。

2、投油助燃，投入2支左右油枪运行。

3、联系汽机关小调门，避免汽温汽压大幅下降。

4、加强水位监视，水位不稳时将给水切为手动调节，维持正常汽包水位。

5、关小减温水，维持过热器及再热器温度在正常范围。

6、监视好炉膛负压，引风自动跳为手动时则手动调节引风机出力，维持正常炉膛负压。

7、停运故障给煤机对应的磨煤机。

8、联系零米值班员检查启动备用制粉系统运行，逐步恢复负荷。

9、各参数控制正常后，派人到就地检查给煤机情况，找出给煤机故障的原因，联系检修进行处理。

11、DPU-132，134，136，138，140故障时分别会影响到哪些系统的正常运行？

DPU－132故障时影响到制粉系统各参数（如：

A—F磨煤机出口温度、出口一次风门开度）

DPU－134故障时，影响到1）协调控制系统（电网频率），燃烧系统（各磨煤机二次风压、给煤机控制）、2）DEH控制，3）燃烧自动调节系统（汽包压力，汽机调速级压力）

DPU－136故障时，影响到1）送、引风自动调节系统（送风流量、烟气氧量、炉膛负压），2）除氧器水位、压力自动调节系统（除氧器水位、压力），3）凝汽器水位自动调节系统（凝结水流量、凝汽器水位，凝汽器补水阀阀位），4）汽包连排调节门，连排流量。

DPU－138故障时，影响到1）给水自动调节系统（给水流量、汽包水位、给水泵出口母管压力）2）汽机旁路控制系统（高旁出入口压力，再热器出口压力）

DPU－140故障时影响到1）主汽温度自动调节系统（主汽温度、一级减温器出口温度、二级减温器入口温度、各减温器阀门开关状态）2）再热温度自动调节系统（再热汽温度、事故喷水、备用减温器出口温度）

12、影响锅炉结焦的因素有哪些？

影响结焦的基本因素有两个方面：

一个是炉膛温度过高（或炉内局部区域温度过高），一个是煤粉的熔点过低。

具体讲有下列几点：

1、设计上的不合理，炉膛设计时采用了与灰熔点不相适应的煤种，或水冷壁布置过少，致使炉内温度过高。

2、锅炉不适当的超负荷运行，导致炉内温度过高。

3、燃烧中心不正，则靠近燃烧中心的水冷壁的冷却能力将不能使溶渣在接近前凝固下来造成结渣。

4、燃烧切圆过大，造成气流刷墙，则会在水冷壁上结渣。

另外，操作时如果每组喷燃器的上、下二次风调整不当，则使燃烧中心向上或向下偏移，也会造成炉膛出口或冷灰斗的结渣。

5、煤粉过粗，煤的挥发份变少，炉膛负压过大，炉底漏风太多，均会造成燃烧中心上移，导致炉膛上部或炉膛出口结渣。

6、煤粉过细，煤的挥发份变多，一次风量过小，风温过高等均会使煤粉着火提前，易导致喷燃器喷口及附近区域过热结渣。

7、锅炉原设计煤种和实际运行煤种不符合，实际烧的煤的灰熔点较低，也会导致结渣。

13、哪些情况下应请示停炉？

1、水冷壁、省煤器、再热器、过热器等承压部件漏泄无法消除，但仍能维持运行时。

2、锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。

3、锅炉受热面严重结渣、堵灰，无法维持正常运行或危及安全运行时。

4、受热面金属壁温严重超过允许值，经多方调整无效时。

5、安全门动作后无法使其回座时。

6、所有汽包低置水位计损坏时。

7、重要的个别保护、调节装置、自动控制装置以及监测仪表发生故障（如：

CRT故障短时不能恢复等），而无法消除时。

8、FSSS因故切除时。

14、自动准同期并列应满足的条件及本厂开关同期点?

准同期并列条件:

1、本机相序与系统相序相同;

2、本机频率与系统频率相等,允许相差0.2～0.5HZ；

3、本机电压值与系统电压值应相等,其最大误差值应在10％以内；

4、本机电压相位与系统电压相位基本相同。

本厂开关同期点：

共13个

a.＃1主变高压侧201开关;

b.＃2主变高压侧202开关;

c.220kV母联212开关;

d.七阳Ⅱ回出线281开关;

e.七阳Ⅰ回出线282开关;

f.厂用6kVIA段工作电源6103开关;

g.厂用6kVIB段工作电源6134开关;

h.厂用6kVIA段备用电源6126开关;

i.厂用6kVIB段备用电源6157开关;

j.厂用6kVⅡA段工作电源6203开关;

k.厂用6kVⅡB段工作电源6234开关;

l.厂用6kVⅡA段备用电源6223开关;

m.厂用6kVⅡB段备用电源6253开关;

15、什么叫零起升压试验。

发电机零起升压过程中，励磁电流增加，定子电压升不起来应进行哪些检查。

零起升压试验：

对主设备进行故障检查时没有发现明显故障特征,为防止全电压加入故障设备上而引起系统冲击和稳定破坏或加重故障设备损坏程度,所进行的从零升压试验（递升加压）试验称为零起升压试验。

发电机零起升压过程中，励磁电流增加，定子电压升不起来应进行下列检查：

（1）电压表是否卡住。

（2）励磁回路是否有断线、短路现象。

（3）电机TV二次保险是否完好，一次保险是否松动或断线。

（4）发电机TV一、二次连线是否松动或断线。

（包括TV手车内连线）

（5）整流屏输出是否正常，硅管是否击穿。

16、小车开关的“五防”功能是什么？

小车开关拒绝动作时,应做那些检查?

小车开关应实现以下功能（五防）：

防止误分、误合断路器；

防止带负荷拉、合隔离开关；

防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）；

防止带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）；

防止误入带电间隔。

小车开关拒绝动作时,应做下列检查：

a.操作电源是否正常,操作电压是否过低;

b.合闸保险是否熔断;

c.小车开关二次插件接触是否良好;

d.转换接点（控制开关转换接点、开关辅助接点、行程开关接点、联锁开关接点）是否接触不良;

e.跳合闸部分机械连杠有无缺陷,跳合闸线圈是否有短路或开路现象;

f.同期或同期闭锁回路有无故障;

g.保护投入是否正确。

h.操作机构是否正常。

根据上述原因做具体处理,但在进行上述检查时应注意安全,防止非同期合闸,必要时可断开合闸电源或开关两侧刀闸（开关拒绝合闸时）,然后进行检查试验。

17、简述我厂母线差动保护的动作出口情况。

母线保护差动元件由分相复式比率差动判据和分相突变量复式比率差动判据构成。

保护将母线上所有连接元件的电流采样值输入上述两个差动判据，即构成大差（总差）比率差动元件；

对于分段母线，将每一段母线所连接元件的电流采样值输入上述差动判据，即构成小差（分差）比率差动元件。

差动保护使用大差比率差动元件作为区内故障判别元件；

使用小差比率差动元件作为故障母线选择元件。

即由大差比率元件是否动作，区分母线区外故障与母线区内故障；

当大差比率元件动作时，由小差比率元件是否动作决定故障发生在哪一段母线。

母差保护动作出口跳开母联212开关以及故障母线上相连的所有开关（发变组和线路）。

18、简述保安电源的运行方式。

1、保安电源正常运行时,由厂用380VIA（IB、IIA、IIB）工作段经切换屏为对应的保安段供电,带保安Ι（Ⅱ）Ａ、Ι（Ⅱ）Ｂ段全部负荷运行。

2、保安Ι（Ⅱ）Ａ、Ι（Ⅱ）Ｂ段电源消失后,柴油发电机应自启动,经切换屏供保安Ι（Ⅱ）Ａ、Ι（Ⅱ）Ｂ运行。

3、当工作Ι（Ⅱ）Ａ、Ι（Ⅱ）Ｂ段电源恢复正常后,可人工合上其至对应保安段电源开关，切换屏经检测工作Ι（Ⅱ）Ａ、Ι（Ⅱ）Ｂ段电源正常，延时160秒后自动切换为工作Ι（Ⅱ）Ａ、Ι（Ⅱ）Ｂ段电源供电，柴油发电机自动停运。

19、汽轮机发生振动的原因？

（一）由于机组在运行中中心不正而引起振动

（1）汽轮机启动时汽缸受热膨胀不均匀，或者滑销系统有卡涩，机组产生不正常的位移而造成振动。

（2）机组在运行中若真空下降，将使排汽温度升高，后轴承上抬，而引起振动。

（3）靠背轮安装不正确，中心没有找准确而引起振动。

（4）机组在进汽温度超过设计规范，使胀差和汽缸变形增加，造成机组中心移动超过允许限度，引起振动。

（二）由于转子质量不平衡而引起振动

（1）运行中叶片折断、脱落或不均匀磨损、腐蚀、结垢，使转子发生质量不平衡而引起振动。

（2）由于转子发生弹性弯曲而引起振动。

（3）由于轴承油膜不稳定或受到破坏而引起振动。

（4）由于汽轮机内部发生摩擦而引起振动。

（5）由于水冲击而引起振动。

（6）由于发电机内部故障而引起振动。

（7）由于汽轮机机械安装部件松动而引起振动。

20、#2机在运行中，#2给水泵因检修退出备用，请做各专业的危险点分析。

汽机：

1、加强对#1给水泵的检查，严密监视电流、电机线圈温度、油温、油压、轴承温度、机械密封水温，发现异常立即汇报处理。

2、尽量避免水泵在3800rpm区域内工作。

3、#1泵在跳闸时若电流无明显增大，应抢合一次，并通知锅炉、电气专业。

4、#1泵跳闸且不能恢复时，再循环门应开启，关闭中间抽头门，辅助油泵正常联动。

配合锅炉故障停机，减负荷时防止超压，造成安全门动作。

5、检修人员联系，掌握#2泵检修进度，要求尽快投备用。

6、停机操作结束后，立即安排投除氧器加热，保证除氧器内水温。

电气：

1、配合汽机加强对#1给水泵电机的检查。

2、6KV系统的负荷分配合理。

加强对6KV母线各设备的检查。

3、#1泵跳闸后，应监视好高厂变各电流值，并立即至6KV室检查。

4、#1泵跳闸后，应配合锅炉故障停机，保证厂用电。

锅炉：

1、由经验丰富的监盘人员（司炉、班长）加强对水位调节、给水流量的监视，发现异常立即汇报处理。

2、水位自动调节退出后，立即进行手动调节。

避免给水泵转速、汽包水位大幅波动。

3、#1泵跳闸后，此时MFT可能动作，若抢合＃1泵成功，立即根据给水流量、蒸汽流量，手动控制好汽包水位。

按熄火处理。

4、#1泵跳闸后，若抢合不成功或汽包水位低至最低可见水位而MFT未动作，立即手动MFT，紧急停炉，并进行详细检查。

5、具备上水条件后，需经总工同意，值长下令恢复上水时，必须缓慢进行，控制汽包上、下壁温差在允许范围内，待水位正常后向值长请示锅炉重新点火。

严禁切除“汽包水位”、“失去给水泵”保护。

面试考试试题

（二）

1、发电机在运行中“定子接地”光字牌报警，应如何处理？

1、若只有“定子接地”光字牌报警，应立即检查发电机接地电压表指示是否超正常值，发电机三相对地电压指示是否异常。

保护室内发电机零序电压保护、三次谐波保护信号发出，发电机出口三组电压互感器某相对地电压可能同时下降。

当以上现象符合时，可判断为确有定子接地故障，保护应动作于解列灭磁，如保护未动作，应立即手动解列灭磁。

2、定子接地保护判据是零序电压大于5V，如小于5V，保护动作于发信。

此时如判断为保护正确动作，汇报调度值班员后应手动解列灭磁。

3、锅炉专业投油燃烧，维持好汽温汽压，汽机专业做好重新升速配合电气做零起升压试验的准备，化学做好停炉保养准备。

向公司有关领导汇报，联系检修人员进行全面检查，确认故障。

4、“定子接地”光字牌发信，可能伴随有TV断线信号发出，并伴随着定子电压表指示降低，发电机有功电力表、无功电力表指示降低或为零，励磁回路等其它表计异常，励磁A柜或B柜退出的现象，则属于TV1高压保险熔断。

如经检查高压保险熔断，并证实确实不是由于电压互感器内部故障引起的,可将电压互感器停电退出,更换高压保险，此时应切除定子接地保护压板，防止保护误动。

由于有功指示失真，机、炉应根据其他表记指示加强监盘。

当该电压互感器处理好并投运,待电压表、有功、无功功率表指示正常,信号消失后，恢复励磁双柜均流运行。

2、锅炉四管泄漏发生时在现象上有哪些相同点和不同点？

应如何处理水冷壁泄漏？

四管泄漏现象共同点：

发生四管泄漏时，炉膛负压产正，引风投自动时，引风机负荷电耗增加，从不严密处或孔门处向外喷出蒸汽（内漏）。

水冷壁管泄漏和省煤器泄漏时，汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

水冷壁管泄漏和过热器管泄漏时，蒸汽流量、蒸汽压力下降。

不同点：

水冷壁管泄漏和省煤器泄漏时，汽包水位、给水流量、蒸汽流量有相对大的变化，汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。

而过热器管泄漏时，汽包水位、给水流量、蒸汽流量变化幅度相较前两者要小。

再热器泄漏则对汽包水位、给水流量、蒸汽流量影响不大；

且再热器泄漏时，再热器进出口压差会有变化。

水冷壁泄漏时，烟道左右侧各段烟温都会下降，而其它泄漏则是泄漏侧烟温下降；

而且水冷壁泄漏时，对炉膛燃烧影响较大。

省煤器泄漏时，从烟道底部检查孔处可看到湿灰和水。

水冷壁泄漏处理：

1、当水冷壁泄漏不严重能维持正常水位时，可降低参数运行，汇报中调及有关领导，请示停炉，并通知各专业做好停机准备。

2、水冷壁管爆破不能维持正常水位时，应立即停炉停机。

停炉后继续加强上水，水位不能回升时停止上水,保留一台引风机运行,排除炉内烟气和蒸汽后停止。

3、加强对汽包上、下壁温差的监视与控制。

4、停止电除尘器运行。

3、#1、#2机各带200MW负荷，循环水泵运行方式为#1、#2、#3运行，#4备用。

正常运行中，#3泵突然跳闸，#4泵因故障未能启动，应如何处理？

1、立即令#1、#2机同时减负荷至150MW，若真空继续下降，按下表减负荷:

真空（kPa）757270686664626055

负荷（MW）2001801501209060300停机

注意排汽温度不超过60℃，空负荷时不超过120℃，减负荷过程中锅炉应防止超压、超温。

电气注意在减负荷过程中及时切换厂用电。

及时向中调汇报。

2、指挥#1、#2机汽机监盘人员，配合调整循环水压力，防止大幅波动。

3、若#3循环水泵“泵阀联锁”故障，出口蝶阀关闭不了时，应立即令水泵房值班员到就地手动关闭。

若#3循环水泵出口蝶阀仍无法关闭，应关闭#3循环水泵入口电动门，同时应立即令#2机减负荷至零，减小循环水用量，并关闭I、II期循环水连通门，确保#1机运行，防止全厂对外停电事故。

4、参数控制在正常范围后，联系检修人员处理#3、#4循环水泵故障，尽快恢复。

4、#2机带200MW负荷运行中，锅炉熄火，应如何处理？

1、锅炉立即切断燃料和各级减温水，复位MFT保护，启动吹扫，尽快查明熄火原因。

汽机控制主、再蒸汽压力不超安全门动作值情况下尽快将负荷减至10MW。

电气应适时切换厂用电，切除PSS小开关，降低无功负荷。

汇报中调。

禁止切除“逆功率”保护。

2、若经检查，确认设备有损坏不具备重新点火条件，应故障停机处理。

3、若经检查，未造成设备损坏，待吹扫结束后，立即点火，尽可能投入可投运的油枪，并相继启动制粉系统，升温升压，加负荷（重新加负荷前如投运制粉系统，不宜超过两套）。

4、减负荷过程中，机侧主、再热汽温低至460℃，减负荷到零。

主、再热汽温低至430℃或10分钟内下降50℃应立即停机。

若因汽温低或下降过快，机组被迫停机，需待主、再热汽温高于对应的缸温，过热度在80℃以上且锅炉点火成功后，方可挂闸恢复。

期间要注意防止由于升温、升压速度过快而蒸汽流量不足导致辐射过热器超温。

5、在处理过程中，严密监视胀差、轴向位移、振动及金属温差。

恢复时严格按规定升温、升压接带负荷，防止升压过快，造成主蒸汽过热度降低而带水或温度上升过快超温引起胀差超限。

5、#1机正常运行中，突然全甩负荷应如何处理？

1、机组全甩负荷后，首先应防止汽轮机超速、锅炉安全门拒动而超压，同时应防止厂用电中断（特别是保安电源），确保机组能安全停运。

迅速查明保护动作情况，立即汇报中调并立即通知热工打印参数。

2、若是因电气动作于全停或解列灭磁的保护出口，机组跳闸，均按全停处理。

如果无明显故障现象，可令锅炉重新点火维持蒸汽参数，各专业进行全面检查。

根据保护动作情况,与检修人员共同对可能发生故障的区域进行全面详细检查,查找故障点。

若判明系保护装置误动作,可尽快升速、升压与系统并列运行。

若发变组主保护动作后,经检查未发现明显故障点,经总工程师同意后,对机组进行零起升压试验,正常后即可与系统并列运行。

若开关拒跳无法与系统解列时,应立即用线路开关将机组与系统解列。

3、若是因汽机主保护动作，机组跳闸，应全面检查机组串轴、低真空、低油压、振动、发电机内冷水等保护是否动作，如保护正确动作，则停机处理；

如保护误动，则联系热工，切除保护,重新冲转和接带负荷。

在未查明原因时禁止盲目挂闸。

4、若110KV备用电源中断，机组全甩负荷，