集控运行全能值班上岗考试题库附答案

集控运行全能值班上岗考试题库附答案一、锅炉专业1.简述超临界直流锅炉汽水系统主要流程。答案：给水经省煤器加热后进入水冷壁，在水冷壁中吸收炉膛辐射热完成相变，由未饱和水逐步变为微过热蒸汽；微过热蒸汽进入一级过热器，经低温过热器、屏式过热器、高温过热器逐级加热至额定参数；部分蒸汽经一级减温器、二级减温器调节汽温后，最终形成符合汽轮机要求的过热蒸汽进入主汽管道。2.水冷壁管发生泄漏时的主要现象有哪些？答案：（1）炉膛负压波动大，严重时正压报警；（2）汽包水位（或贮水罐水位）下降，给水流量不正常大于蒸汽流量；（3）泄漏处附近有明显的汽水喷射声；（4）排烟温度下降，引风机电流增大；（5）炉管泄漏检测装置报警；（6）水冷壁后烟温偏差增大，局部区域温度异常。3.锅炉过热器超温的主要原因及处理措施？答案：原因：（1）燃烧调整不当，火焰中心上移；（2）煤质变差，挥发分降低导致燃烧延迟；（3）减温水调节门故障或减温水压力不足；（4）受热面结焦、积灰导致传热恶化；（5）风量不足或配风不均；（6）主蒸汽流量骤降（如汽轮机调门突关）。处理：（1）立即检查减温水系统，确认调节门、截止门状态，增大减温水量（注意防止减温器后温度过低）；（2）调整燃烧，降低火焰中心（如增大下层二次风量，减少上层燃料量）；（3）加强吹灰，清除受热面积灰结焦；（4）若因煤质问题，联系燃料调整煤种；（5）若超温持续且达保护动作值，应手动MFT停炉；（6）检查蒸汽流量，若因汽机侧原因，联系汽机专业处理。4.锅炉MFT（主燃料跳闸）的主要动作条件有哪些？答案：（1）汽包水位高Ⅲ值（或贮水罐水位高Ⅲ值）；（2）汽包水位低Ⅲ值（或贮水罐水位低Ⅲ值）；（3）炉膛压力高Ⅲ值；（4）炉膛压力低Ⅲ值；（5）全炉膛火焰丧失；（6）失去所有燃料（燃油、给煤机全停且无油枪投入）；（7）火检冷却风压力低；（8）送风机全停；（9）引风机全停；（10）一次风机全停（直吹式制粉系统）；（11）汽轮机跳闸且旁路未开启；（12）MFT手动跳闸按钮动作；（13）燃料泄漏试验失败且点火前未重新试验；（14）锅炉启动分离器出口温度高（超临界锅炉）。5.停炉后锅炉保养的常用方法及适用条件？答案：（1）充氮法：适用于长期停炉（1个月以上），向锅炉汽水系统充入纯度≥99.5%的氮气，维持压力0.05-0.1MPa，防止氧气腐蚀；（2）联氨保护法：适用于短期停炉（1-3个月），配制联氨浓度200-300mg/L、pH值10-10.5的溶液充满系统，定期化验并补充药液；（3）烘干法：适用于锅炉检修后或短期停炉（1周内），停炉后余热烘干受热面，保持金属表面干燥；（4）气相缓蚀剂法：适用于中短期停炉，在锅炉汽水系统投放挥发性缓蚀剂（如十八胺），形成保护膜；（5）热炉放水余热烘干法：适用于计划停炉，压力降至0.5-0.8MPa时全开所有疏水门，利用余热烘干受热面。二、汽机专业6.汽轮机启动前盘车装置的作用及投运条件？答案：作用：（1）防止转子受热不均产生热弯曲；（2）检查动静部分是否存在摩擦；（3）使大轴挠度保持在允许范围内；（4）提前建立油膜，减少启动时的摩擦阻力。投运条件：（1）润滑油压≥0.1MPa，顶轴油压≥10MPa（高压转子顶起高度≥0.02mm）；（2）盘车电机绝缘合格，控制电源、动力电源投入；（3）汽轮机转速为0；（4）轴承温度、回油温度正常；（5）大轴挠度在允许值（一般≤原始值±0.02mm）；（6）盘车啮合装置无卡涩。7.汽轮机轴封系统的主要功能及异常时的危害？答案：功能：（1）防止高压缸蒸汽外漏，减少工质损失；（2）防止低压缸外部空气漏入，维持凝汽器真空；（3）回收轴封漏汽热量，加热凝结水（通过轴封加热器）；（4）控制轴封温度，避免转子局部受热或冷却。异常危害：（1）轴封供汽压力过高：导致轴封漏汽量增大，可能引起油中进水（低压轴封）或轴承温度升高（高压轴封）；（2）轴封供汽压力过低：高压轴封漏汽量减少但可能吸入冷空气，导致转子收缩、胀差负值增大；低压轴封漏入空气，真空下降；（3）轴封温度过高：可能引起转子局部过热，产生热应力；（4）轴封温度过低：可能导致转子局部冷却，胀差正值增大或动静摩擦。8.凝汽器真空下降的主要现象及处理步骤？答案：现象：（1）真空表指示下降，排汽温度升高；（2）机组负荷自动下降（CCS方式）；（3）凝结水温度升高，凝结水泵电流增大；（4）循环水泵、真空泵电流可能异常（如循环水量减少时循环泵电流下降）；（5）真空低报警信号发出，严重时汽轮机跳闸。处理：（1）核对就地真空表，确认是否真实下降；（2）检查循环水系统：若循环水泵跳闸，启动备用泵；若循环水母管压力低，检查滤网是否堵塞、虹吸井水位是否正常；（3）检查轴封系统：确认轴封供汽压力、温度正常，供汽调门是否卡涩，轴加水位是否正常（水位过高会淹没轴封回汽管，影响轴封供汽）；（4）检查真空泵及抽气系统：若真空泵跳闸，启动备用泵；检查真空泵汽水分离器水位、工作水温度（过高需开启冷却水）；（5）检查凝汽器水位：若水位过高（满水），开启紧急放水门至正常水位；（6）检查真空系统泄漏：利用真空严密性试验或氦质谱检漏仪查找漏点，必要时增开真空泵；（7）若真空下降至保护动作值（如-86kPa），而无法恢复，应手动打闸停机；（8）停机过程中注意监视机组振动、胀差、轴向位移等参数。9.EH油系统压力低的常见原因及处理？答案：原因：（1）EH油泵故障（如泵内泄漏、电机跳闸）；（2）EH油系统泄漏（管道、阀门、伺服阀、蓄能器等）；（3）EH油箱油位低（补油阀故障、油净化装置跑油）；（4）溢流阀整定值过低或卡涩；（5）蓄能器氮气压力不足（导致压力波动大）；（6）油质恶化（颗粒度超标）引起伺服阀卡涩，泄漏量增大。处理：（1）检查EH油压力、油箱油位，若油位低，启动补油泵补油至正常油位（注意油位低于最低值时EH油泵可能跳闸）；（2）若单台泵运行压力低，启动备用泵；（3）检查系统泄漏点，若发现外部泄漏（如法兰、接头漏油），联系检修处理，必要时带压堵漏；（4）若溢流阀故障，确认压力整定值，必要时手动调整（需专业人员操作）；（5）检查蓄能器压力，若氮气压力不足，联系检修充氮；（6）若油质恶化，启动油净化装置（滤油机、再生装置），必要时更换滤芯或滤油；（7）若压力持续下降至保护动作值（如9.3MPa），汽轮机将跳闸，此时应确认主汽门、调门关闭，机组惰走正常；（8）处理过程中注意监视汽轮机负荷、各阀门开度，防止负荷突变。10.汽轮机轴向位移增大的主要原因及处理？答案：原因：（1）汽轮机进汽参数变化（如主汽压力、温度下降），导致通流部分推力增大；（2）叶片结垢（尤其是末级叶片），通流面积减小，级间压差增大；（3）汽轮机发生水冲击，动叶受到额外冲击力；（4）推力轴承磨损或断油，瓦块温度升高，间隙增大；（5）发电机转子轴向位移（如联轴器螺栓松动）；（6）凝汽器真空下降，排汽温度升高，转子热膨胀增大；（7）机组负荷骤增或骤减，推力突然变化。处理：（1）核对轴向位移指示与推力瓦温度、回油温度，确认是否真实增大；（2）检查主汽参数、真空、负荷是否正常，调整至额定值；（3）若因结垢引起，可通过变负荷冲洗（低负荷时通入湿蒸汽）或停机后喷砂清理；（4）若推力瓦温度升高（如＞90℃），应减负荷至温度下降，同时检查润滑油压、油温（油温应控制在38-45℃）；（5）若轴向位移达报警值（如±1.0mm），密切监视并做好停机准备；（6）若达保护动作值（如±1.2mm），汽轮机应自动跳闸，否则手动打闸；（7）停机后检查推力瓦磨损情况，测量转子轴向定位尺寸，必要时检修推力轴承。三、电气专业11.发电机并列的条件有哪些？不符合条件并列会造成什么危害？答案：条件：（1）发电机电压与系统电压相等（偏差≤5%）；（2）发电机频率与系统频率相等（偏差≤0.2Hz）；（3）发电机相位与系统相位一致（同期角≤10°）；（4）发电机相序与系统相序相同（初次并网或大修后需核相）。危害：（1）电压不等：并列瞬间产生冲击电流，损坏定子绕组绝缘；（2）频率不等：产生拍振电流，导致发电机转子机械应力增大，甚至引起振荡；（3）相位不一致：产生较大的冲击电流和扭矩，可能使发电机大轴弯曲、绕组变形；（4）相序错误：会导致发电机剧烈振动，定子电流异常增大，保护动作跳闸。12.厂用电快切装置的作用及切换方式？答案：作用：当工作电源故障跳闸时，快速将负荷切换至备用电源，减少厂用电中断时间，保障机组安全运行（尤其重要辅机如给水泵、循环泵等）。切换方式：（1）正常切换：手动或自动（如计划倒闸），分并联切换（先合备用电源，后跳工作电源）和串联切换（先跳工作电源，后合备用电源）；（2）事故切换：工作电源故障时自动切换，分快速切换（频率、相位差较小时，0.1-0.3s内完成）、同期捕捉切换（快速切换失败后，在残压与备用电源相位差≤20°时切换）、残压切换（残压降至60%额定电压时切换，约1-2s）；（3）异常切换：因母线低电压、工作电源过流等异常情况触发的切换。13.主变压器过负荷的现象及处理措施？答案：现象：（1）变压器电流表指示超过额定值；（2）变压器上层油温升高（超过85℃报警）；（3）过负荷报警信号发出；（4）有功、无功表计指示增大。处理：（1）检查过负荷原因（系统故障、机组满发等），汇报调度；（2）若为正常过负荷（允许短时间过负荷，如1.3倍额定电流持续2小时），加强监视油温、绕组温度、冷却器运行情况；（3）若为事故过负荷（如一台变压器故障，另一台过载），启动所有冷却器（包括备用冷却器），必要时投入备用变压器；（4）调整机组负荷，减少变压器出力（联系机炉专业减负荷）；（5）若油温持续升高（如超过95℃）或过负荷时间超过允许值，应申请调度减负荷或解列；（6）检查变压器声音、油位、油色是否正常，有无渗漏油，套管是否清洁无放电；（7）若过负荷导致保护动作（如过流保护），按保护动作处理规程执行。14.6kV母线接地的现象及处理步骤？答案：现象：（1）母线绝缘监察装置报警（零序电压升高，35kV系统＞15kV，6kV系统＞3kV）；（2）接地相电压降低（接近0），非接地相电压升高（接近线电压）；（3）母线出线馈线零序电流表可能有指示；（4）可能伴随设备放电声或异味。处理：（1）核对绝缘监察装置指示，确认接地相别；（2）检查母线及所属设备外观（如支持绝缘子、避雷器、电压互感器等）是否有放电痕迹、闪络现象；（3）依次短时断开馈线开关（瞬停法），查找接地线路（注意重要辅机需先启动备用设备）；（4）若为电压互感器二次接地，检查二次回路绝缘；（5）若为母线本体接地，申请停机处理；（6）接地运行时间不超过2小时（35kV及以下系统允许带接地运行2小时），期间密切监视母线电压、设备温度；（7）处理过程中穿绝缘靴、戴绝缘手套，避免接触接地设备；（8）找到接地线路后，通知检修处理，恢复其他线路供电。15.发电机进相运行的注意事项及限制条件？答案：注意事项：（1）监视发电机端部温升（定子铁芯、线棒端部温度≤120℃），防止漏磁引起局部过热；（2）监视发电机静稳极限（进相深度不超过P-Q曲线允许范围），避免失去静态稳定；（3）监视厂用母线电压（若厂用变接于发电机出口，进相运行时厂用电压可能降低，必要时投电抗器或调整励磁）；（4）监视励磁系统运行情况（低励限制应投入，防止励磁电流过低）；（5）进相运行前检查发电机冷却系统（氢冷发电机氢压、氢温，水冷发电机水温、流量）是否正常；（6）避免在系统电压较低时进相运行（可能导致系统电压崩溃）。限制条件：（1）发电机端部结构允许的发热限制（由制造厂提供P-Q曲线）；（2）静态稳定极限（一般进相深度为cosφ=0.95进相，有功负荷≤80%额定负荷）；（3）厂用电电压不低于90%额定电压；（4）励磁系统强励能力满足要求；（5）发电机定子电流不超过额定值（进相时定子电流可能增大）。四、热控专业16.DCS系统（分散控制系统）的主要功能及日常维护重点？答案：功能：（1）数据采集（DAS）：实时采集、显示、记录工艺参数；（2）模拟量控制（MCS）：实现温度、压力、水位等连续量的自动调节；（3）顺序控制（SCS）：完成设备的逻辑启停、联锁保护；（4）炉膛安全监控（FSSS）：防止锅炉爆燃，实现MFT保护；（5）汽机数字电液控制（DEH）：控制汽轮机转速、负荷；（6）电气控制系统（ECS）：实现发电机-变压器组、厂用电的监控。日常维护重点：（1）检查控制站、操作站电源模块（冗余电源是否正常，电压±5%以内）；（2）检查网络通信状态（交换机指示灯、各节点通信速率）；（3）清理控制机柜滤网（防止积灰导致卡件温度过高）；（4）定期备份系统组态（每周一次，重要修改后立即备份）；（5）校验关键测点（如主汽温度、汽包水位、炉膛压力）的传感器、变送器；（6）检查DPU（分散处理单元）负荷率（一般≤60%），避免过负荷；（7）监视系统接地电阻（≤4Ω），防止干扰信号影响测量。17.锅炉汽包水位三冲量调节系统的组成及各冲量作用？答案：组成：汽包水位（主冲量）、蒸汽流量（前馈冲量）、给水流量（反馈冲量）。作用：（1）主冲量（水位信号）：反映汽包实际水位，是调节的最终目标，通过PID控制器输出调节给水阀开度；（2）前馈冲量（蒸汽流量）：当蒸汽流量变化时，提前动作给水阀，补偿“虚假水位”影响（如负荷突增时，水位先升后降，蒸汽流量信号提前开大给水阀）；（3）反馈冲量（给水流量）：通过测量给水流量，与蒸汽流量比较，消除给水压力波动等干扰，保证给水流量与蒸汽流量平衡，维持物料守恒。18.汽轮机TSI（汽轮机监视仪表）系统监测的主要参数及报警值？答案：主要参数及报警值（以300MW机组为例）：（1）轴向位移：±1.0mm报警，±1.2mm停机；（2）大轴振动（轴承处）：＞0.076mm报警，＞0.127mm停机；（3）轴瓦温度：乌金温度＞90℃报警，＞100℃停机；（4）推力瓦温度：＞95℃报警，＞105℃停机；（5）胀差（高压缸）：+10mm/-3mm报警，+12mm/-5mm停机；（6）转速：3300r/min超速110%报警，3330r/min（3000r/min机组）停机；（7）偏心度（盘车时）：＞0.076mm报警，＞0.127mm禁止启动。19.热工保护信号的三取二逻辑是什么？有何优点？答案：三取二逻辑：三个独立的同参数测点信号，当其中任意两个或三个达到动作值时，保护动作；仅一个信号动作时，保护不动作。优点：（1）提高保护可靠性：避免单个测点误动作（如传感器故障、线路干扰）导致保护误动；（2）保证保护灵敏性：两个真实信号动作时，能及时触发保护，防止设备损坏；（3）便于故障诊断：单个信号异常时（如显示偏差大），可通过三取二逻辑闭锁保护，同时发出“测点异常”报警，提醒检修处理。20.简述AGC（自动发电控制）投入的条件及退出后的操作？答案：投入条件：（1）机组协调控制（CCS）方式已投入；（2）主汽压力、温度、汽包水位等主要参数稳定；（3）DEH系统、锅炉燃烧调节系统自动调节品质良好；（4）AGC功能试验合格（包括速率、精度、死区测试）；（5）调度通信正常，AGC指令接收/发送无延迟；（6）机组无重要辅机故障（如给水泵、引风机单台运行）。退出操作：（1）将AGC控制切至“本地”模式，解除调度指令；（2）保持CCS方式运行（若需退出CCS，应先切至机跟随或炉跟随）；（3）监视机组负荷变化（退出后负荷由运行人员手动调整，注意与调度核对计划负荷）；（4）检查退出原因（如设备异常、调度要求），记录相关参数；（5）若因故障退出，联系热控人员检查AGC模块、通信卡件，恢复后重新试验。五、综合题21.机组甩负荷至零（汽轮机跳闸，旁路未动作）的现象及处理步骤？答案：现象：（1）汽轮机转速飞升（最高可能达3300-3600r/min）；（2）发电机有功功率突降为0，无功功率可能反向（进相）；（3）主汽压力急剧升高（可能超压）；（4）锅炉安全门动作（PCV阀或电磁泄放阀开启）；（5）汽包水位先下降后上升（虚假水位）；（6）DEH显示“汽轮机跳闸”，各主汽门、调门关闭；（7）厂用电可能切换至备用电源（若工作电源跳闸）。处理：（1）确认汽轮机跳闸，检查主汽门、调门是否全关，转速是否下降；（2）立即手动MFT停炉（若锅炉未自动MFT），关闭燃油快关阀，停止所有给煤机、磨煤机；（3）开启PCV阀或电磁泄放阀，降低主汽压力（注意防止超压）；（4）调整锅炉风量至30%额定风量（维持炉膛通风，防止爆燃）；（5）调整汽包水位（初期水位低时适当进水，后期水位上升时开启事故放水门）；（6）检查发电机是否解列（若未解列，手动解列），确认厂用电切换正常（若未切换，手动切换至备用电源）；（7）检查汽轮机转速下降情况，投入盘车（转速至0后）；（8）查明甩负荷原因（如汽轮机保护动作、电气故障、热工误动），消除故障后准备重新启动。22.锅炉尾部烟道二次燃烧的现象及处理措施？答案：现象：（1）尾部烟道各段烟温（省煤器、空预器出口）异常升高（超过正常值50℃以上）；（2）空预器电流波动大，严重时卡涩；（3）烟囱冒黑烟，甚至出现火星；（4）尾部烟道负压波动，引风机电流增大；（5）空预器出口热风温度异常升高；（6）若二次燃烧导致受热面泄漏，汽包水位下降，给水流量增大。处理：（1）立即停止所有制粉系统，关闭燃烧器风门（隔绝燃料来源）；（2）投入尾部烟道灭火装置（如蒸汽吹灰器、消防水）；（3）保持引风机、送风机运行（维持烟道通风，但风量不宜过大，防止火势扩大）；（4）若空预器卡涩，手动盘车（或投入辅助电机），防止大轴弯曲；（5）监视烟温变化（若烟温持续升高且超过250℃，紧急停炉）；（6）停炉后，关闭所有烟风挡板（隔绝空气），继续投入灭火装置至烟温降至正常；（7）检查空预器、省煤器等受热面损坏情况（如变形、泄漏），确认无复燃可能后，方可重新启动。23.发电机定子冷却水断水的现象及处理？答案：现象：（1）定子冷却水流量低报警（＜35t/h，以300MW机组为例）；（2）定子线圈温度升高（＞85℃报警，＞90℃停机）；（3）定子冷却水泵电流下降（若泵跳闸）；（4）定子冷却水压力下降（＜0.2MPa报警）；（5）发电机氢温可能升高（因定子热量无法及时带走）。处理：（1）立即检查定子冷却水泵运行情况（若一台泵跳闸，启动备用泵）；（2）检查定子冷却水系统泄漏点（管道、水箱、热交换器等），若泄漏严重，联系检修堵漏；（3）检查定子冷却水滤网（若压差大，切换至备用滤网）；（4）若流量无法恢复（＜25t/h），立即降低发电机有功、无功负荷（减少发热量）；（5）若断水时间超过30秒（或定子线圈温度达90℃），手动解列发电机；（6）解列后，保持定子冷却水系统运行（若泵仍能运行），直到线圈温度降至正常；（7）若因水箱水位低导致断水，启动补水泵补水至正常水位（注意防止水箱满水，避免氢气进入水路）。24.厂用电全失的应急操作步