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凡电动机停转时间等于或大于(30)分钟为冷态,电动机(启动电流返回)或停转时间小于(30)分钟为热态。
20、正常情况下电动机启动时开关拒绝合闸或启动时跳闸在未查明原因前,严禁(再次合闸),若启动时间超过本电动机一般启动时间,且电流又未返回到正常值,应(立即停运),并(查明原因)。
21、电动机启动应(逐台)进行,不允许在同一母线上同时启动
(2)台及以上较大容量的电动机,6kV辅机启动时应监视6kV母线电压、辅机的(启动电流)及(启动时间),待(母线电压)和(辅机电流)都返回正常值后,方可继续启动第二台辅机。
22、500kV母线、线路高压电抗器、电压互感器(TV或CVT)等(无单独开关)的设备均无热备用状态。
23、我厂干式变压绕组温度大于(130)℃报警,大于(150)℃跳闸。
24、主变为强油循环风冷变压器,当冷却系统故障切除全部冷却器时,允许带额定负荷运行(20)分钟且顶层油温不得高于(75)℃,这种状态下运行的最长时间不得超过
(1)小时。
25、变压器的运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的(105)%。
不论电压分接头在任何位置,如果所加一次电压不超过其相应额定值的5%,则变压器的二次侧可带(额定电流)。
26、变压器三相负荷不平衡时,不平衡电流值不得超过额定电流的(10)%,且必须严格监视最大相的负荷电流值不得超过(额定值)。
27、自然循环自冷或风冷的油浸式变压器,上层油温不宜经常超过(85)℃,最高不得超过(95)℃,温升最高不得超过(55)℃。
强油循环风冷的油浸式变压器,上层油温一般不宜超过(75)℃,最高不得超过(85)℃,温升最高不得超过(45)℃,不应以额定负荷时上层油温低于上述规定作为该变压器过负荷运行的依据。
28、干式变压器停止运行(72)小时(若湿度≥95%时允许时间还要缩短)在投运前应测量绝缘,一次对二次及地≥(300)MΩ,二次对地≥(100)MΩ,铁芯对地≥5MΩ(注意拆接地片),若达不到以上要求,应进行处理。
29、单元直流110V蓄电池组每组容量为(830)Ah,蓄电池(52)只。
30、单元直流220V蓄电池组每组容量为(1800)Ah,蓄电池(103)只。
31、网控直流110V蓄电池组每组容量为(200)Ah,蓄电池(52)只。
32、脱硫、灰库、补充水泵房、化水直流110V系统,蓄电池组容量均为(200)Ah,蓄电池(52)只。
33、单元UPS单台主机输出额定容量为(80)kVA。
34、除灰脱硫UPS输出额定容量为(40)kVA。
35、主机单台柴油发电机额定功率为(1240)kW,额定电流为(2237.2)A。
36、汽轮机型号:
(N600-16.7/538/538-1),型式:
(亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、纯冲动凝汽式)。
37、汽轮机采用(高中压缸合缸结构),低压缸为(双流反向)布置,总级数为(42)级,高压转子有(9)级,其中第一级为调速级,中压转子有(5)级,低压转子有(2×
2×
7)级。
38、本机组共设有八段抽汽,分别供给(3)台高压加热器、
(1)台除氧器、(4)台低压加热器。
本机组设有
(2)个高压自动主汽门、(4)个高压调节汽门和
(2)个左右对称布置的中压联合汽门。
39、汽轮机设计为(中压缸启动)方式,当旁路系统不能投入时,也可用高中压缸联合启动方式,但冲转时应注意高排逆止门的摆动情况。
40、给水系统设计有
(2)台50%容量的汽动给水泵和1台(30%)容量的电动给水泵。
小机设计有高、低压两路汽源。
41、盘车装置设置在低压缸后部(#6、#7)轴承之间,盘车转速(1.5r/min),以便汽轮机启动和停机时均匀加热和冷却汽轮机转子。
42、旁路系统采用二级串联简易旁路,配置(40%)高压旁路和(2×
20%)的低压旁路系统。
43、ETS系统主要有以下保护:
(手动停机)、(DEH停机)、(超速保护)、(低真空)、(润滑油压低)、(轴向位移大)、(轴承振动大)、(胀差大等保护)。
44、METS系统主要有以下几项保护:
(手动停机)、(MEH跳闸)、(润滑油压低)、(轴向位移大)、(排汽压力高)、(给水泵跳闸)、(超速)、(轴承振动大)等。
45、汽轮机运行中,额定主蒸汽压力(16.67MPa),主蒸汽温度(538℃),再热蒸汽压力(3.314℃),再热蒸汽温度(538℃)。
46、汽轮机正常运行时控制轴向位移(-1.05~0.6mm),高中压胀差(-5.3~10.3mm),低压胀差(-4.6~19.8mm)规定范围内。
47、机组正常运行中EH油压为(11.2±
0.2)MPa,油温为(45~50℃),EH油泵启动前油温低于(18℃)时,禁止启动油泵。
48、凝汽器正常运行时维持水位为(600±
200mm),当水位高于(1000mm)H报警,高于(1350mm)HH报警;
水位低于(400mm)L报警,低于(200mm)LL报警。
49、发电机定子冷却水额定流量(96t/h),进水温度(45±
3℃),当定子冷水压力低于(0.68MPa)时联动备用泵。
定冷水进水流量低于(72t/h)报警,定冷水进水流量低于(63t/h),延时(30秒)发电机跳闸。
50、主机润滑油温度正常值(40~45℃),润滑油压力正常值(0.137~0.17℃),主油箱油位正常值(±
100mm),EH油压力正常值(11.2±
0.2MPa)。
发电机密封油氢、油差压正常值(0.056MPa)。
51、常见的协调控制方式有机炉协调(CCS)、炉跟机(BF)、机跟炉(TF)三种工作方式。
52、汽轮机正常运行时,当主机润滑油压≤(0.07)MPa时,任一支持轴承钨金温度≥(115)℃时,推力轴承温度≥(105)℃时,轴向位移大至(≥1.2或≤-1.65)mm时,高中压胀差(≥+11.6或≤-6.6)mm时,低压缸胀差(≥30或≤-8)mm时保护动作汽轮机跳闸。
53、机组运行中汽轮机瓦振不超过(0.03mm)或轴振不超过(0.08mm),超过时应设法消除,当轴振大于(0.25mm)应立即打闸停机;
当瓦振变化(0.015mm)或轴振突然变化(0.05mm)时,应查明原因设法消除,当瓦振突然增加(0.05mm),应立即打闸停机。
54、汽轮机跳闸,通过程序逆功率保护动作联跳发电机,若负荷大于150MW时联动锅炉MFT。
55、轴封供汽压力正常控制范围(0.021~0.027)MPa,低压轴封供汽温度正常控制范围(121~177℃)。
56、各离心式水泵或油泵在启动前应(全开)入口门,(关闭)其出口门;
不可带负荷启动,只有在启动后电流恢复至正常后才可逐渐开启出口门,增加负荷。
57、容积泵及齿轮式泵,严禁(关闭)出口门启动。
58、配有强制循环润滑油系统或液压控制油系统的辅助设备,在冬季机组停止时间较长时,油系统应提前
(2)小时启动,根据油温情况投入油箱加热器。
59、滑动轴承,最高允许温度为(80℃)。
滚动轴承,最高允许温度为(95℃)。
60、如制造厂无规定时,应按下列规定执行:
正常情况下,鼠笼式电动机连续启动次数一般允许冷态启动二次(每次间隔不得少于5分钟),允许热态下启动一次,只有在事故处理时以及启动时间不超过2s~3s的电动机可以多启动一次。
61、正常情况下或当进行动平衡试验时,电动机启动的时间间隔为:
200kW以下的电动机,不应小于0.5小时;
200kW~500kW的电动机,不应小于1小时;
500kW以上的电动机,不应小于2小时。
62、正常情况下,主机直流润滑油泵、密封直流油泵启动时,应适当提高直流母线电压。
停运后,应调整母线电压维持正常。
63、辅机设备额定转速对应振动合格标准为:
3000转/分小于(0.03)mm;
1500转/分小于(0.05mm;
1000转/分小于(0.085)mm;
1000转/分小于(0.10)mm;
750转/分小于(0.12)mm。
64、锅炉配有(16)个弹簧式安全阀、
(2)个ERV阀、(4)个点火排汽阀。
汽包配有2套无盲区双色水位计,(4)套单室平衡容器(其中一套为满水单室平衡容器),2套电接点水位计。
65、本锅炉是由东方锅炉厂引进福斯特·
惠勒公司技术设计制造,型号:
(DG2028/17.45-Ⅱ3),型式:
(亚临界压力,一次中间再热的自然循环锅炉)。
66、MFT动作后,检查所有二次风挡板置吹扫位,调整总风量至(30-40%)BMCR风量进行吹扫。
67、过热器压力达到(18.2)MPa,ERV阀不动作时应手动开启ERV阀泄压。
68、炉膛烟道内发生爆炸或尾部烟道发生二次燃烧且排烟温度升至(250℃)时,应手动MFT。
69、锅炉MFT后,若主汽过热度低于规定值或机组负荷大于(250)MW,连续运行(5)分钟以上,且汽包水位高Ⅲ值,联跳汽轮机,启动发电机程序逆功率保护动作联跳发电机。
70、发-变组保护动作解列发-变组,联跳汽轮机,若负荷大于(150)MW时联动锅炉MFT。
71、锅炉吹扫成功后(60)分钟之内不点火,则要求进行点火前吹扫,触发MFT。
72、锅炉总风量低于25%BMCR(575t/h),且负荷大于30%,触发MFT。
二、问答题
1、写出1A凝结水泵开关6113停电合接地刀闸操作票。
接值长令:
1A凝结水泵6113开关停电合接地刀闸
检查1A凝结水泵6113开关确已分闸(从开关状态机械指示、开关状态指示器、综合保护装置状态指示、综合保护装置电流、开关分闸指示灯判断)
将1A凝结水泵6113开关控制方式选择开关切至“就地”位置
将1A凝结水泵6113开关拉至“试验”位置
拔出1A凝结水泵6113开关二次插头
拉开1A凝结水泵6113开关的控制电源空开QF1
拉开1A凝结水泵6113开关的储能电源空开QF3
拉开1A凝结水泵6113开关控制柜内综保电源QF2及状态显示各电源开关QF4、QF5、QF6
将1A凝结水泵6113开关拉出至“检修”位置
在1A凝结水泵6113开关柜内下端头处分别验明三相确无电压
合上1A凝结水泵6113开关柜内接地刀闸6113E
检查1A凝结水泵6113开关柜内接地刀闸6113E三相确在合闸位置(从地刀位置指示、综合保护装置状态指示、地刀动触头位置判断)
操作完毕,全面检查,汇报值长
2、写出1A凝结水泵测绝缘送电操作票(开关编号6113)。
1A凝结水泵电机测绝缘送电
检查1A凝结水泵具备送电条件
检查1A凝结水泵6113开关在停电位置
打开1A凝结水泵6113开关下仓门
拉开1A凝结水泵6113开关柜内接地刀闸6113E
检查1A凝结水泵6113开关柜内接地刀闸6113E三相确已分闸(从地刀位置指示、综合保护装置状态指示、地刀动触头位置判断)
在1A凝结水泵6113开关下仓内出线端头处分别验明三相确无电压
在1A凝结水泵6113开关开关下仓内出线端头处测量电机及电缆绝缘合格
关上1A凝结水泵6113开关下仓门
检查1A凝结水泵6113开关柜内接地刀闸6113E三相确在分闸位置(从地刀位置指示、综合保护装置状态指示、地刀动触头位置判断)
检查1A凝结水泵6113开关本体具备送电条件
检查1A凝结水泵6113开关确在分闸状态(从开关状态机械指示、开关状态指示器、综合保护装置状态指示、综合保护装置电流、开关分闸指示灯判断)
检查1A凝结水泵6113开关控制方式选择开关在“就地”位置
合上1A凝结水泵6113开关二次插头
检查1A凝结水泵6113开关控制柜内综保电源QF2及状态显示各电源开关QF4、QF5、QF6在合位
合上1A凝结水泵6113开关的控制电源空开QF1
合上1A凝结水泵6113开关的储能电源空开QF3
检查1A凝结水泵6113开关的分闸状态、位置指示、接地刀闸、储能状态、保护装置等各指示灯指示正确
将1A凝结水泵6113开关送至“工作”位置
将1A凝结水泵6113开关控制方式选择开关切至“远方”位置
3、发-变组电气量保护有哪些?
(1)发-变组差动保护。
(2)发电机差动保护。
(3)发电机相间后备保护。
(4)发电机定子接地保护。
(5)发电机转子接地保护。
(6)发电机定子对称过负荷保护。
(7)发电机定子负序过负荷保护。
(8)发电机失磁保护。
(9)发电机失步保护。
(10)发电机过电压保护。
(11)发电机过励磁保护。
(12)发电机逆功率(含程序逆功率)保护。
(13)发电机频率保护。
(14)发电机误上电保护。
(15)发电机启停机保护。
(16)非全相保护(开关保护)。
(17)灭磁开关联跳保护。
(18)主变差动保护。
(19)主变高压侧后备保护。
(20)主变接地零序保护。
(21)主变过励磁保护。
(22)高厂变差动保护。
(23)高厂变高压侧后备保护。
(24)高厂变A分支后备保护。
(25)高厂变B分支后备保护。
(26)脱硫变差动保护。
(27)脱硫变高压侧后备保护。
(28)脱硫变低压侧后备保护。
(29)励磁变差动保护。
(30)励磁变过流保护。
(31)励磁变过负荷保护。
4、发-变组非电气量保护有哪些?
(1)发电机断水保护。
(2)主变本体重瓦斯保护。
(3)主变本体轻瓦斯保护。
(4)主变压力释放保护。
(5)主变压力突变保护。
(6)主变冷却器全停保护。
(7)主变绕组温度高保护。
(8)主变油温度高保护。
(9)高厂变本体重瓦斯保护。
(10)高厂变本体轻瓦斯保护。
(11)高厂变压力释放保护。
(12)高厂变冷却器全停保护。
(13)高厂变绕组温度高保护。
(14)高厂变油温度高保护。
(15)脱硫变本体重瓦斯保护。
(16)脱硫变本体轻瓦斯保护。
(17)脱硫变压力释放保护。
(18)脱硫变冷却器全停保护。
(19)脱硫变绕组温度高保护。
(20)脱硫变油温度高保护。
5、机电炉大联锁保护内容?
(1)汽轮机跳闸,通过程序逆功率保护动作联跳发电机,若负荷大于150MW时联动锅炉MFT。
(2)发-变组保护动作解列发-变组,联跳汽轮机,若负荷大于150MW时联动锅炉MFT。
(3)锅炉MFT后,若主汽过热度低于规定值或机组负荷大于250MW,连续运行5分钟以上且汽包水位高Ⅲ值,联跳汽轮机,启动发电机程序逆功率保护动作联跳发电机。
6、事故处理原则?
(1)事故发生时,应按“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。
(2)事故处理过程中应严格遵守《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。
(3)值班人员应根据跳闸首出、各参数变化、DCS显示、报警、设备联动和机组外部现象等情况,迅速查清事故首发原因,事故的性质、发生的地点和范围,及时汇报调度和上级领导。
(4)发生事故时,立即采取一切可行的办法,迅速隔绝故障点以便解除对人身和设备的威胁,防止事故扩大。
(5)尽一切可能保证厂用电,如造成厂用电源失电,应优先考虑厂用电源的恢复。
(6)尽力保持非故障设备的正常运行,事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响,防止事故扩大。
(7)事故处理中,达到紧急停炉、停机条件而保护未动作时,应立即手动打闸停机;
辅机达到紧急停运条件而保护未动作时,应立即停运该辅机。
事故处理时凡故障跳闸的设备,在未查明原因前,不可盲目将其恢复运行。
(8)当发生跳机或MFT动作时,要尽一切可能保证主设备安全停运,故障消除后尽快恢复机组正常运行。
(9)事故处理时,值长是全厂事故处理统一指挥者,主值班员在处理事故时受值长领导。
发生故障时,主值班员应迅速进行故障处理,并尽可能先通知值长,同时将自己所采取的措施向值长汇报。
操作员处理故障的每一个重要阶段,应汇报值长、主值班员,以便及时、正确的采取对策,防止事故的蔓延。
(10)机组发生事故时,值班人员应停止其它工作,迅速回到原岗位,进行事故处理。
(11)发电部主任、专业主管、安全员,在机组发生故障时,必须到现场协助值长进行事故处理,并监督故障处理,但不得直接向值班员发布操作指令。
(12)在处理故障时,严格执行指令复诵和录音制度,接受指令时如有疑问,应向发令人询问清楚,操作应正确、迅速、冷静。
命令执行后,应迅速向发令人汇报。
若受令人接到认为不正确的指令时,应向发令人说明原因,若发令人坚持,在确无危及人身及设备安全时应执行。
否则拒绝执行,同时将拒绝执行的理由和更正指令内容的建议报告发令人和上级主管领导。
(13)在机组发生故障和处理事故时,运行人员不得擅自离开工作岗位。
如果故障发生在交接班时间,应延缓交班,在未办理交接手续前,接班人员应在交班值长的统一指挥下协助交班人员进行故障处理,直至事故处理告一段落后再进行交接班。
(14)重要设备相关保护动作信号,值班人员应详细记录,并经检修人员确认后方可复归。
(15)事故发生时禁止无关人员进入事故现场。
(16)当发生本规程未列举的事故时,值班人员应根据事故处理原则及相关规程规定作出正确判断,主动采取对策,迅速进行处理。
(17)事故处理完毕,值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况,并将事故时间、现象、处理经过及原因分析做好详细记录。
班后由值长组织按照中国电力投资集团公司《电业生产事故调查规程》的规定组织全班人员进行事故分析,并写出事故报告,从中吸取教训。
(18)发生规程中未列举的事故时,运行人员应根据具体情况,主动采取措施,迅速处理,防止事故扩大。
(19)下列情况无需等待调度命令,有关人员可自行处理,但事后应尽快汇报调度:
(1)对人身或设备安全有直接威胁时。
(2)厂用电全部或部分失电时。
(3)保护拒动时。
(4)隔离已损坏的设备。
(5)其它需立即紧急处理的事故。
7、发-变组跳闸现象、原因、处理的处理?
1)发-变组跳闸的原因:
(1)发-变组保护动作跳闸。
(2)汽轮机跳闸主汽门关闭,由程序逆功率保护动作跳闸。
(3)母差保护动作或升压站出线故障引起发电机过电流等越级跳闸。
(4)系统稳定装置动作切机跳闸。
(5)人为误触、误碰、误操作造成跳闸。
2)发-变组跳闸后的主要现象:
(6)发-变组保护及相关出口动作。
(7)DCS上发-变组主开关位置指示跳闸。
(8)发-变组出口开关及灭磁开关跳闸。
(9)汽轮机主汽门关闭,锅炉MFT可能动作。
(10)6kV母线工作电源开关跳闸,备用电源开关自动投入。
(11)发电机有功负荷、无功负荷、出口电压、定子电流、励磁电流、励磁电压指示到零。
3)发-变组跳闸后的处理:
(12)确认厂用电6kV母线工作电源开关已跳闸,备用电源开关自投成功,复位相关开关。
(13)确认发-变组出口开关跳闸,发电机励磁开关跳闸,复位相关开关。
(14)确认汽轮机跳闸,锅炉MFT动作。
(15)如保安段失电,检查柴油发电机自启动情况,若柴油发电机未启动,则在保安段工作电源开关均已跳闸情况下手动启动柴油发电机,恢复保安段供电。
(16)检查主机交流润滑油泵、发电机主密封油泵运行正常,否则立即启动直流润滑油泵、直流密封油泵运行。
(17)监视汽轮机转速及OPC、超速保护动作情况,观察主汽门及调门关闭,防止汽轮机超速。
(18)加强锅炉压力监视,若锅炉超压,检查安全阀应动作,否则手动打开电磁安全阀,防止超压。
(19)立即查明发-变组保护出口动作及具体保护动作情况,记录并经检修人员确认后复归。
(20)对发-变组回路及有关设备做详细的外部检查:
i.若为主保护动作,做好安全措施,查明事故原因,故障排除后,重新并网。
必要时须进行零起升压检查,确认发-变组正常方可并网。
ii.若为后备保护动作跳闸,应进行零起升压,无问题后可重新将发电机并入电网;
iii.若明显为保护误动所致,退出该保护,经请示生产副总经理同意后,方可将发电机升压并网。
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