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1、四川华电瓦屋山水电开发有限公司运行部瓦屋山电厂技能试题（参考答案）1、 电力生产安全事故应急救援和调查处理条例中，事故报告应当包括哪些内容?答：（一）事故发生的时间、地点（区域）以及事故相关单位（二）事故的简要经过、人员伤亡情况、直接损失的初步估计；（三）电力设备、设施的损坏情况，停运发电（供热）机组数量，对电网停电（用户供热）影响的初步情况；（四）事故原因的初步判断；（五）事故发生后已经（正在）采取的措施、发电机组运行状况及事故控制情况；事故报告后出现新情况时，要及时补报。2、 各导轴承瓦温、油温报警值是多少？停机值是多少?(略）3、 瓦屋山振摆在线监视仪主要监视哪些部位的振摆度？各振摆度的
2、振摆范围是多少？答：上导摆X,Y，范围：上限700，上上限800 上垂振，范围：上限450，上上限500上平振 范围：上限450，上上限500下垂振：范围：上限450，上上限500大轴摆X,Y，范围：上限450，上上限500顶盖垂振范围：上限450，上上限500轴位信号：上限450，上上限500定平振 范围：上限600，上上限700水导摆X,Y：范围：上限600，上上限7004、 调速器出现抽动，分析原因，如何处理？答：应从电气和机械两方面分析：一.机械原因：1. 滤油器堵塞造成油路不畅引起机械调节同电气控制输出不和拍，以致调节抽动；2. 机械开机速度太慢，大范围增负荷时，电气上会判伺服环故障
3、，电调将切手动运行；3. 主配反馈平衡位置偏离过大，调节品质不能满足运行要求；4. 主配平衡位置偏离。二.电气原因：1. 主配反馈偏离平衡位置过大，致使电气控制开度输出与导叶实际开度偏差过大。使电调不能按照给定目标值快速调整负荷。2. 功率反馈故障：电调通讯方式调功时会抽动。3. 电调模拟方式调功时，由于水头变化，LCU调功参数（步长、反馈时间）设置不合理，也会引起抽动。4. 电调双微机故障（A/D、D/A、测频、接力器反馈、伺服环等引起的），会造成电调工况不稳定，表现在切至手动运行。5. 水头设置大于实际值较大，会造成开机时转速上升缓慢；水头设置小于实际值较大，会造成解列停机时，不能减有功低
4、于LCU设定值而影响机组正常解列停机。6. 水头输入为自动方式（监控通讯送入）时，若跳变变大，会造成电气开限变小，会压低机组出力。7. 接力器反馈小于导叶实际开度，停机时，电气输出及反馈为0，但实际开度不为0，会造成机组长时间低转速运行，影响加闸。8. 不同机组效率略有差异，水头、空载开度、出力限制曲线设置不够合理，会影响开停机和机组出力。根据上述情况必要时将电调切至手动方式运行，专人监视；同时通知维护部处理。5、 机组纯手机开机，当机组在空转时，出现115%过速与主配拒动，如何处理？答：当出现115%过速与主配拒动，此时机组已经走事故停机流程，监视机组能否自动停机，如不能，则手动停机。6、
5、球阀远方开不起，分析原因，如何处理？答：球阀远方开不起，首先切换现地开启球阀；现地开启球阀需短接球阀退密封端子和开启球阀的端子；远方开不起的原因可能有一是球阀开启的电磁阀卡阻，二是球阀现地LCU与上位机通讯出现故障；远方开不起，通知维护部处理；7、 12号机组（#12F）2台技术供水泵处于“自动”，每隔5分钟就自动切换，分析原因，如何处理？若12号机组（#12F）1号技术供水泵检修，应做哪些安全措施？答：当2台技术供水泵现地核实情况，如果2台泵确实不停地互相切换时，首先应将一台技术供水泵切除，然后将另一台技术供水泵切“手动”运行；出现这种情况的原因，可能压力传感器或压力变送器坏，导致水压异常，
6、泵不停地切换，通知维护部检查更换，另外可能是软启动程序出现故障，可断电重启；8、 无水开机条件有哪些？如何做无水试验？无水实验的目的是？答：无水开机条件同有水开机条件基本相同，区别在于人为端接球阀开启端子，满足机组开机条件。开机条件如下：1、 机组隔离开关分位2、 机组接地开关分位置 ；3、 机组无机械异常；4、 机组断路器结构正常；5、机组球阀装置正常6、机组辅机设备正常7、机组调速器装置正常；8、机组励磁装置正常；9、 机组LCU装置正常10、机组保护装置正常；11、机组无事故跳闸信号12、 导叶卡阻信号器无动作；无水试验操作：检查机组开机条件满足后，上位机发机组空转令。做无水开机试验目的
7、，主要是检测机组开机流程是否正确；9、 纯手动开11号发电机（#11F)至空转的操作步骤？（略）10、 11号发电机（#11F）带11主变（#11B）及1号高厂变（#1TLM)递升加压的操作票？答：1查11号主变(#11B)高压侧开关201DL确在分闸位置2查11号主变(#11B)高压侧隔离刀闸2011G确在分闸位置3查11号主变(#11B)保护按规定投入4查11号主变(#11B)风机启用正常5查1号厂高变（1TLM）低压侧小车式开关903DL确拉开位置6查1号厂高变（1TLM）高压侧开关901DL确在合闸位置7查1号厂高变（1TLM）高压侧隔离刀闸9011G确在合闸位置8将11号发电机 (#
8、11F)失磁保护由跳闸改为信号9查11号发电机 (#11F)出口刀闸111G确在合位10查11号发电机 (#11F)开机条件满足11上位机发11号发电机 (#11F)空转令11查11号发电机 (#11F)空转态13合上11号发电机 (#11F)出口开关11DL开关14查11号发电机 (#11F)出口开关11DL确已合上15查11号发电机 (#11F)灭磁开关FMK确在合闸位置16退出11号发电机 (#11F)励磁调节柜“自动电压跟踪”功能17查11号发电机 (#11F)励磁调节柜“自动电压跟踪”功能确已退出18将11号发电机 (#11F)励磁调节柜控制方式由远控切至近控19进入11号发电机 (
9、#11F)励磁调节柜人机界面切至零起升压至15%额定电压（2.07KV）时断开20查11号发变组(#11FB)及1号厂高变（1TLM）各部运行正常21缓慢将11号发电机 (#11F)励磁电压分别加至25%、50%、75%、100%额定电压22分别查11号发变组(#11FB)及1号厂高变（1TLM）各部运行正常23缓慢将11号发电机 (#11F)励磁电压分别降至75%、50%、25%、0%额定电压24分别查11号发变组(#11FB)及1号厂高变（1TLM）各部运行正常25将11号发电机 (#11F)励磁调节柜由“整流”切至“逆变”灭磁26查11号发电机 (#11F)机组空转态27拉开11号发电机
10、 (#11F)出口开关11DL 28查11号发电机 (#11F)出口开关11DL开关确已拉开29退出11号发电机 (#11F)励磁调节柜“零起升压”功能30将11号发电机 (#11F)励磁调节柜“逆变”切至“整流”方式31投入11号发电机 (#11F)励磁调节柜“自动电压跟踪”功能32查11号发电机 (#11F)励磁调节柜“自动电压跟踪”功能确已投入33将11号发电机 (#11F)励磁调节器控制方式由“近控”至“远控”34将11号发电机 (#11F)失磁保护由信号改为跳闸35上位机发11号发电机 (#11F)停机令36查11号发电机 (#11F)机组处于停机态37拉开1号厂高变（2TLM）高压
11、侧开关901DL38查1号厂高变（2TLM）高压侧开关901DL确已拉开11、 11主变（#11B)充电的操作票？（从高压侧充电）（略）12、 我厂厂用电的事故备用电源和保安电源分别是？并写出一种保厂用电的操作票？（略）答：我厂厂用电的事故备用电源是35KV徐葫线3CB；保安电源是1号柴油发电机；35KV徐葫线3CB带400V厂用电操作票（略）1号柴油发电机带400V厂用电操作票（略）；13、 11号发电机（#11F)顶转子的操作票?（略）14、 机组大修后首次启动机组应注意哪些？答：1、应手动启动机组； 2、若超过机组的空载第一开度，机组不动应查明原因再操作；3、 机组启动时应注意倾听有无异
12、常声音、撞击、异常振动等，否则视其情况处理或紧急停机；4、 机组启动时应严密监视各轴承温度、油槽油面、冷却水等，尤其是轴承温度升得过快时要做好停机的准备，并进行检查。5、 机组转速应派专人监视，防止过速。15、 我厂发变组保护有哪些？简述各保护动作后的现象？答：发变组保护配置表发电机-变压器保护A屏备注 PRC85A-33A87G1发电机完全差动保护全停87G3发电机不完全裂相横差保护全停64G2定子回路接地（100%）解列灭磁46负序电流和单元件低压起动过电流保护解列灭磁51G过负荷解列灭磁51水机事故全停51ET励磁变过电流及电流速断保护解列灭磁发电机-变压器保护B屏PRC85A-33B8
13、7G2发电机不完全差动保护全停64G1定子回路接地（90%）信号64R1励磁回路一点接地信号40失磁保护解列灭磁59G过电压保护解列灭磁52励磁事故全停 全停指：机组事故停机、跳机组出口开关，跳FMK、启动失灵保护 解列灭磁：跳机组出口开关、跳FMK、启动失灵保护 解列：跳机组出口开关15、 220KV瓦东线主、后备保护有哪些？其动作结果是？答：220KV瓦东线A屏保护装置主用保护是光纤差动保护，后备保护是距离保护，方向零序保护；220KV瓦东线B屏保护装置主保护是高频保护、后备保护是距离保护、零序保护、失灵保护、三相不一致保护16、 机组大修后出现瓦温偏高，分析原因，如何处理？答：（1）检查
14、轴承温度或空气冷却器温度确实升高若轴温普遍升高3-5摄氏度以上或急剧上升，应注监视温度升高情况。（2）检查各轴承，油位，油色是否正常，有无跑油之处，油色不正常时，联系维护人员化验。（3）倾听轴承内有，无异音，判明轴承是否运行良好。（4）检查机组摆度，振动与原始记录比较是否有明显变化，如是摆度，振动引起，可适当调整导叶开度至摆度，振动最小运行。（5）检查冷却水压是否正常，如不正常，应迅速处理。（6）经检查确认轴承已无法维持正常运行时，应立即报告解列停机。（7）调整冷却水量不能使冷却器温度下降、同时线圈温度超过额定值时，应减小负荷。十七、11号发电机（#11F）机球阀油压装置排油补气操作票？（略）
15、18、 机组大修后应做哪些试验？其试验目的是什么？答：发变组一、二次部分的绝缘测试。（试验目的：检查绝缘是否合格）发变组保护联动试验。（试验目的：检查保护是否正常动作）三充试验（接力器充油排气、技术充水、手自动加闸）。（试验目的：检查机组是否漏水、漏油、漏气）调速器的静特性测试、动特性试验。发变组出口断路器的远方跳、合闸试验。发电机磁场断路器（FMK）的分、合闸试验。无水开机试验。机组空转试验（测试瓦温和机组振动摆度）发变组递升加压试验（测试励磁系统调节特性）。假同期试验、准同期试验。手动、自动（PLC、LCU）开停机试验。带负荷、检查母差保护的电流极性。机组的事故模拟试验（水机事故、电气事故）。甩负荷试验。（
