发电厂集控运行技术考试试题及答案

发电厂集控运行技术考试试题及答案一、单项选择题（每题2分，共20分）1.汽轮机冷态启动时，高压缸第一级金属温度低于（）℃时应采用中压缸启动方式。A.150B.200C.250D.300答案：C解析：中压缸启动适用于高压缸金属温度较低（通常低于250℃）的冷态启动，可避免高压缸因温差过大产生热应力。2.超临界直流锅炉启动过程中，分离器出口温度达到（）℃时需投入启动系统疏水扩容器减温水。A.180B.220C.260D.300答案：B解析：当分离器出口温度超过220℃时，疏水进入扩容器会产生大量蒸汽，需投入减温水控制扩容器温度，防止超温损坏设备。3.发电机正常运行时，定子绕组采用（）冷却方式，转子绕组采用（）冷却方式。A.水内冷/氢内冷B.氢表面冷却/水内冷C.空冷/油冷D.油内冷/空冷答案：A解析：大型发电机普遍采用“水氢氢”冷却方式，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、铁芯氢冷。4.锅炉MFT（主燃料跳闸）动作后，必须进行（）吹扫，吹扫时间不少于（）分钟。A.空气/5B.蒸汽/10C.烟气/3D.惰性气体/8答案：A解析：MFT后需通过送、引风机进行空气吹扫，清除炉膛及烟道内未燃尽燃料，防止爆燃，吹扫时间至少5分钟（按锅炉容量调整）。5.汽轮机轴向位移保护动作值一般为（）mm（相对于推力瓦块工作面）。A.±0.5B.±1.0C.±1.5D.±2.0答案：C解析：超临界机组汽轮机轴向位移保护动作值通常设置为±1.5mm，超过此值会触发跳闸，防止动静部件摩擦。6.发电机进相运行时，主要限制因素是（）。A.定子电流B.转子绕组温度C.厂用电电压D.发电机端部铁芯温度答案：D解析：进相运行时，发电机端部漏磁增加，导致铁芯和金属部件温度升高，是主要限制因素。7.锅炉水冷壁管内结垢后，会导致（）。A.传热增强，管壁温度降低B.传热减弱，管壁温度升高C.水循环流速增加D.汽水分离效果提升答案：B解析：水垢热阻大，阻碍热量传递，导致管内工质吸热量减少，管壁温度因热量无法有效导出而升高。8.汽轮机凝汽器真空下降1kPa，机组热耗约增加（）%。A.0.5-1.0B.1.5-2.0C.2.5-3.0D.3.5-4.0答案：A解析：真空每下降1kPa，排汽温度升高约2-3℃，热耗增加0.5%-1.0%，具体数值与机组背压设计有关。9.厂用6kV系统发生单相接地时，允许运行时间不超过（）小时。A.0.5B.1C.2D.4答案：C解析：中性点不接地系统单相接地时，非故障相电压升高至线电压，但因电容电流较小，允许短时间运行（一般不超过2小时），需尽快查找故障点。10.DCS系统中，AI信号指（）。A.模拟量输入B.模拟量输出C.开关量输入D.开关量输出答案：A解析：AI（AnalogInput）为模拟量输入信号，如温度、压力、流量等连续变化的信号。二、填空题（每题2分，共20分）1.超临界机组主蒸汽压力设计值一般为（25.4）MPa，再热蒸汽温度为（600）℃（以典型1000MW机组为例）。2.汽轮机临界转速是指（转子固有频率与激振力频率重合时的转速），运行中必须（快速通过）该转速区域。3.锅炉启动过程中，当分离器出口蒸汽过热度达到（10-15）℃时，可切换为纯直流运行模式。4.发电机额定氢压为（0.3-0.4）MPa，氢气纯度应不低于（96）%，湿度不大于（-25）℃（露点温度）。5.汽轮机EH油系统正常工作压力为（14.5±0.5）MPa，抗燃油酸值应小于（0.15）mgKOH/g。6.锅炉燃烧调整的主要任务是保持（汽温汽压稳定）、（燃烧完全）、（减少污染物排放）。7.发电机失磁保护动作后，应立即（解列发电机），并检查（励磁系统）故障原因。8.凝汽器真空严密性试验时，停运真空泵后，真空下降速率应不大于（0.4-0.6）kPa/min。9.汽轮机盘车装置的作用是（防止转子受热不均弯曲）、（启动前润滑轴瓦）、（冲动转子时减少扭矩）。10.锅炉吹灰器投运顺序应为（从下到上），每次投运数量不超过（2-3）只（根据锅炉结构调整）。三、判断题（每题1分，共10分，正确打“√”，错误打“×”）1.汽轮机冷态启动时，冲转参数应选择较低的主蒸汽温度，以减少金属热应力（×）。解析：冷态启动时，主蒸汽温度应高于高压内缸上缸内壁温度50-100℃，避免蒸汽对金属产生冷却。2.锅炉MFT动作后，所有磨煤机、给煤机应立即跳闸，但一次风机可继续运行（×）。解析：MFT后一次风机应联跳，防止一次风携带煤粉进入炉膛。3.发电机并列时，应满足电压相等、频率相等、相位相同、相序一致四个条件（√）。4.汽轮机轴封供汽温度应与转子金属温度匹配，一般要求高于轴封段金属温度50-80℃（√）。5.锅炉减温水投入时，应先投再热器减温水，后投过热器减温水（×）。解析：应先投过热器减温水，因为再热器对温度变化更敏感，需优先保证过热汽温稳定。6.凝汽器循环水侧压力应低于汽侧压力，防止循环水漏入凝结水系统（×）。解析：循环水侧压力通常高于汽侧（约0.2-0.3MPa），需通过胶球清洗等措施保证铜管严密性。7.发电机进相运行时，功率因数应控制在0.95（进相）以内，避免定子端部过热（√）。8.汽轮机启动过程中，胀差为正表示转子膨胀大于汽缸（√）。解析：胀差=转子膨胀量-汽缸膨胀量，正值表示转子膨胀更多。9.锅炉低负荷运行时，应适当降低一次风压力，提高煤粉浓度（√）。解析：低负荷时降低一次风速可防止煤粉沉积，提高浓度利于稳定燃烧。10.厂用变压器过流保护动作跳闸后，应立即强送一次，若再次跳闸则隔离故障（×）。解析：过流保护跳闸可能为短路故障，需检查设备无明显损坏后再试送，禁止盲目强送。四、简答题（每题5分，共20分）1.汽轮机暖机的目的及主要阶段？答案：暖机目的：使汽轮机各部件均匀受热，减少热应力；避免转子因温差产生弯曲；保证轴瓦充分润滑。主要阶段：①低速暖机（500-600r/min）：检查设备运行状况，消除转子热弯曲；②中速暖机（1500-2000r/min）：汽缸膨胀达到一定值，高压内缸温度升至200℃以上；③高速暖机（3000r/min前）：主蒸汽参数稳定，各金属温度达到冲转条件。2.锅炉汽水共腾的现象及处理措施？答案：现象：汽包水位剧烈波动，就地水位计看不清水位；蒸汽含盐量急剧增加；过热汽温急剧下降，严重时蒸汽管道发生水冲击。处理：①降低锅炉负荷，减少给水量；②全开连续排污门，必要时开启紧急放水门；③停止加药，加强炉水化验；④开启过热器及蒸汽管道疏水门；⑤待炉水品质合格、水位稳定后，逐步恢复负荷。3.发电机解列的操作步骤（以单元制机组为例）？答案：①确认机组有功功率降至10%以下，无功功率接近0；②将发电机励磁调节切至手动模式，缓慢降低励磁电流，使功率因数接近1.0；③断开主断路器，检查有功功率、定子电流降至0；④断开灭磁开关，检查转子电压、电流降至0；⑤退出发电机保护出口压板；⑥将厂用电源切换至备用变压器；⑦关闭主蒸汽门，汽轮机打闸停机。4.汽轮机轴瓦温度升高的常见原因及处理？答案：原因：①润滑油压降低或油量减少（如油泵故障、油管路泄漏）；②润滑油温过高（冷油器冷却水量不足、冷却器堵塞）；③轴瓦乌金磨损或脱胎；④轴承振动大导致摩擦；⑤轴电流过大烧蚀轴瓦。处理：①检查润滑油压、油温，调整冷油器冷却水门；②若油压降低，启动备用油泵；③若轴瓦温度超过报警值（如100℃），应减负荷；④若温度持续升高至跳闸值（如110℃），立即打闸停机；⑤停机后检查轴瓦磨损情况，清理油系统滤网。五、论述题（每题10分，共20分）1.分析超临界直流锅炉启动系统的功能及汽水膨胀过程控制要点？答案：超临界直流锅炉启动系统功能：①建立启动流量（约25%-30%额定流量），保证水冷壁安全；②分离启动过程中产生的汽水混合物，回收工质和热量；③控制启动压力，协调各受热面温度；④在低负荷时维持汽水循环，过渡到纯直流运行。汽水膨胀过程控制要点：①膨胀前控制燃料量缓慢增加，避免热负荷突变；②保持启动流量稳定（一般350-400t/h），通过启动分离器水位调节阀控制排水；③注意监视水冷壁各管屏出口温度，温差不超过50℃；④膨胀高峰期（通常在燃料量达到30%-40%BMCR时），及时开启疏水阀，防止分离器超压；⑤膨胀结束后，逐步减少疏水，提高给水温度，过渡到干态运行；⑥整个过程需协调燃料、给水、减温水的调整，避免汽温大幅波动。2.试述汽轮机甩负荷后转速飞升的影响因素及防止措施？答案：影响因素：①汽轮机功率与发电机负荷的不平衡量（甩负荷量越大，转速飞升越高）；②转子飞升时间常数（转子惯量越大，飞升越小）；③调节系统动态特性（迟缓率大、速度变动率大，飞升增加）；④蒸汽容积效应（中间再热器及管道内蒸汽膨胀做功）。防止措施：①设计合理的调节系统速度变动率（一般3%-6%），减小迟缓率（≤0.3%）；②设置超速保护（OPC、AST），甩负荷后快速关闭调节汽门；③采用中间再热机组时，设置高压主汽门、中压主汽门联动关闭，减少再热器蒸汽释放；④优化转子设计，增大转动惯量；⑤运行中定期进行调节系统静态、动态试验，确保动作可靠；⑥甩负荷后若转速超过3300r/min（110%额定转速），立即打闸停机，防止飞车事故。六、案例分析题（10分）某300MW机组正常运行中，DCS画面显示“锅炉炉膛压力高Ⅲ值”报警，MFT动作，所有磨煤机、给煤机跳闸。试分析：（1）可能的故障原因；（2）应检查的关键参数；（3）恢复操作的主要步骤。答案：（1）故障原因：①送风机跳闸或出力突然降低（如风机失速、变频器故障）；②引风机跳闸或静叶/动叶误关（如执行机构故障、控制指令错误）；③锅炉发生爆燃（如煤粉在炉膛内积聚后突然燃烧）；④炉膛内大焦块脱落，冲击炉底水封导致烟气通道受阻；⑤炉膛压力测点误动（如差压变送器堵塞、线路短路）。（2）应检查的关键参数：①送、引风机运行状态（电流、转速、挡板开度）；②炉膛压力就地指示与DCS显示的一致性；③燃烧器区域温度（是否有局部超温）；④火检信号（跳闸前是否有火焰丧失）；⑤一次风母管压力（是否因磨煤机跳闸导致风煤比失调）；⑥汽水系统参数（主汽温、汽压是否大幅下降）。（3）恢复操作步骤：①确认MFT动作正确，所有燃料切断，通风挡板处于吹扫位；②启动空气预热器、送引风机，进行5分钟炉膛吹扫（风量30%-40%额定值）；③吹扫完成后，复位MF