2025年电厂试题及答案

2025年电厂试题及答案一、选择题（每题2分，共20分）1.下列关于朗肯循环的描述中，错误的是（）。A.循环由锅炉、汽轮机、凝汽器、给水泵四大设备组成B.提高初温可减少冷源损失C.降低排汽压力会导致凝汽器真空度下降D.再热循环可提高汽轮机末级蒸汽干度答案：C（降低排汽压力会提高凝汽器真空度，冷源损失减少）2.超临界直流锅炉启动过程中，汽水分离器出口温度控制的关键参数是（）。A.燃料量与给水量的比例B.一次风压C.炉膛氧量D.减温水流量答案：A（超临界直流锅炉无固定汽包，燃料量与给水量的比例直接决定分离器出口温度）3.汽轮机EH油系统中，伺服阀的主要作用是（）。A.调节润滑油压力B.控制汽轮机进汽量C.监测轴承振动D.驱动盘车装置答案：B（EH油系统通过伺服阀将电信号转换为液压信号，控制汽轮机各主汽门、调门开度）4.发电机定子冷却水的电导率要求控制在（）μS/cm以下。A.0.5B.1.5C.5.0D.10.0答案：B（定子冷却水需保持低电导率以防止绝缘下降，通常控制≤1.5μS/cm）5.燃煤电厂SCR脱硝系统中，催化剂活性下降的主要原因不包括（）。A.飞灰堵塞孔道B.碱金属中毒C.烟气温度过高（＞450℃）D.氨逃逸率过低答案：D（氨逃逸率过低不会导致催化剂活性下降，过高会引起铵盐堵塞）6.新能源机组（如风电、光伏）与火电机组联合调频时，火电机组的主要调节任务是（）。A.快速跟踪新能源出力波动B.提供惯性支撑C.维持电网频率稳定在±0.2Hz内D.优先消纳新能源电力答案：C（火电机组利用其转动惯量和调节能力，承担电网频率的二次、三次调整，维持频率稳定）7.下列关于电厂DCS系统冗余配置的描述中，正确的是（）。A.控制器冗余需实现主从无扰切换，切换时间≤50msB.通信网络冗余只需物理链路冗余，无需协议冗余C.电源模块冗余时，两路电源可共用同一母线D.I/O卡件冗余仅需信号输入冗余，输出无需冗余答案：A（DCS控制器冗余要求切换时间严格控制，避免系统中断；通信网络需协议冗余，电源模块需独立母线，输出卡件也需冗余）8.给水泵汽轮机（小机）启动过程中，当转速达到临界转速时应（）。A.快速通过，避免长时间停留B.保持转速稳定，检查振动C.立即打闸停机D.降低润滑油温以减小振动答案：A（临界转速是转子固有频率与转速共振点，需快速通过以防止设备损坏）9.发电机失磁保护动作后，正确的处理措施是（）。A.立即解列发电机B.增加励磁电流尝试恢复C.降低有功功率，维持短时间异步运行D.提高厂用电电压补偿无功答案：C（发电机失磁后，若系统允许，可短时间降低有功，利用异步运行特性维持，避免突然解列影响电网）10.循环水系统采用胶球清洗装置时，收球率应不低于（）。A.85%B.90%C.95%D.98%答案：C（胶球清洗是凝汽器铜管清洁的主要手段，收球率≥95%才能保证清洗效果）二、填空题（每空1分，共20分）1.锅炉热效率计算采用反平衡法时，主要热损失包括：排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失、散热损失和（灰渣物理热损失）。2.汽轮机级的反动度是指（动叶栅中理想焓降）与（级的总理想焓降）的比值。3.电气设备的状态分为运行、热备用、冷备用和（检修）四种。4.脱硫系统中，石灰石-石膏法的主要化学反应是：SO₂与CaCO₃在（吸收塔）中反应生成CaSO₃，再经氧化生成（CaSO₄·2H₂O）（石膏）。5.厂用6kV系统发生单相接地时，允许运行时间不超过（2小时），但应尽快查找故障点；若接地信号消失后再次出现，需考虑（间歇性接地）可能。6.汽轮机轴向位移保护的定值通常为（+1.0mm/-1.2mm）（以某300MW机组为例），动作后联动（主汽门关闭）和（发电机解列）。7.智能电厂中，数字孪生技术的核心是通过（实时数据）与（物理模型）的映射，实现设备状态的精准模拟与预测。8.锅炉启动过程中，为防止水冷壁超温，应控制（燃料量）与（给水量）的匹配，同时加强（下联箱）的定期排污。9.发电机内冷水的pH值应控制在（7.0-9.0）范围内，过低会导致（铜导线腐蚀），过高可能引起（结垢）。三、简答题（每题8分，共40分）1.简述超超临界锅炉“煤水比”的概念及调整原则。答：超超临界锅炉为直流炉，无固定汽包，蒸发受热面、过热受热面无明显分界，工质一次性完成加热、蒸发、过热过程。“煤水比”指燃料量（煤量）与给水量的质量比，是控制中间点（通常为汽水分离器出口）温度的核心参数。调整原则：（1）正常运行时，以煤水比粗调中间点温度，减温水细调过热汽温；（2）煤量变化时，需同步调整给水量，保持比例稳定；（3）低负荷时，需注意燃料燃烧稳定性，避免煤水比大幅波动；（4）变负荷过程中，先调整给水量，再调整燃料量，防止超温或欠温。2.汽轮机启动过程中，如何控制胀差在允许范围内？答：胀差是汽轮机转子与汽缸的相对膨胀差，需通过以下措施控制：（1）合理控制冲转参数：主汽温度应高于转子金属温度50-100℃，避免转子冷却收缩；（2）控制升速率与暖机时间：低速暖机（500r/min左右）充分预热转子，中速暖机（2000r/min左右）消除汽缸膨胀滞后；（3）调整轴封供汽温度：冷态启动用高温汽源，热态启动用低温汽源，防止转子过度膨胀或收缩；（4）维持凝汽器真空稳定：真空过高会使蒸汽在机内滞留时间短，加热不充分；真空过低会增加轴向推力；（5）监测汽缸上下壁温差：温差≤50℃，避免汽缸变形导致胀差增大。3.简述发电机定子绕组温度高的原因及处理措施。答：原因：（1）内冷水流量不足（如泵故障、滤网堵塞）；（2）内冷水温度过高（冷却器效率下降、冷却水压力低）；（3）定子绕组局部短路或接触电阻增大；（4）发电机过负荷运行；（5）内冷水电导率超标，引起绝缘下降导致局部发热。处理措施：（1）检查内冷水泵运行状态，切换备用泵，清理滤网；（2）调整内冷水冷却器冷却水门，降低进水温度；（3）若流量、温度正常但温度持续上升，应降低发电机有功、无功负荷；（4）监测定子绕组各测点温差（≤8℃），若温差超限，立即解列停机；（5）化验内冷水电导率，若超标，启动离子交换器或换水。4.燃煤电厂低负荷稳燃的技术措施有哪些？答：（1）采用新型燃烧器：如浓淡分离燃烧器、低NOx旋流燃烧器，集中煤粉浓度，提高着火稳定性；（2）投运等离子或微油点火系统：直接点燃煤粉，减少助燃油消耗；（3）优化配风：降低一次风速（18-22m/s），提高一次风温（≥80℃），保持适当二次风旋流强度，形成稳定火焰中心；（4）控制煤粉细度：低负荷时煤粉细度R90≤15%，增加反应表面积；（5）减少炉膛漏风：关闭人孔门、看火孔，维持炉膛负压-50～-100Pa，避免火焰被冷风扰动；（6）采用燃料分级燃烧：集中燃烧器区域燃料量，减少乏气对火焰的冷却作用。5.简述电厂电气倒闸操作的“五防”内容及操作票执行流程。答：“五防”内容：（1）防止误分、误合断路器；（2）防止带负荷拉、合隔离开关；（3）防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）；（4）防止带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）；（5）防止误入带电间隔。操作票执行流程：（1）填票：操作人根据调度指令或工作需要填写操作票，核对设备双重名称；（2）审票：监护人、值班负责人逐级审核，确认操作顺序、安全措施正确；（3）预演：在模拟屏上按票预演，验证操作逻辑；（4）操作：监护人唱票，操作人复诵，核对设备名称、编号，逐项操作，完成后打“√”；（5）检查：每项操作后检查设备状态（如分合指示、电流电压变化）；（6）汇报：全部操作完成后，向调度汇报，并记录操作时间、执行情况。四、计算题（每题10分，共20分）1.某300MW汽轮机额定工况下，主汽流量为930t/h，主汽焓h₁=3370kJ/kg，排汽焓h₂=2250kJ/kg，凝结水焓h₃=130kJ/kg，给水泵焓升Δh=20kJ/kg。计算：（1）汽轮机内功率；（2）循环热效率（假设锅炉输入热量Q₁=930×(h₁-h₃-Δh)）。解：（1）汽轮机内功率P=主汽流量×(h₁-h₂)×1000/3600=930×10³kg/h×(3370-2250)kJ/kg×1000/3600s/h=930×10³×1120×1000/(3600×1000)kW=930×1120/3.6≈292666.67kW≈292.67MW（2）锅炉输入热量Q₁=930×10³kg/h×(3370-130-20)kJ/kg=930×10³×3220kJ/h循环净功W=P×3600=292666.67×3600kJ/h循环热效率η=W/Q₁×100%=(292666.67×3600)/(930×10³×3220)×100%≈(1.0536×10⁹)/(2.9946×10⁹)×100%≈35.2%答案：（1）约292.67MW；（2）约35.2%2.某电厂6kV厂用变压器容量为2000kVA，短路阻抗Uk=6%，高压侧电压6kV，低压侧电压0.4kV。计算：（1）变压器额定电流（高低压侧）；（2）低压侧三相短路时的短路电流（标幺值法，取基准容量Sj=100MVA，基准电压Uj=0.4kV）。解：（1）高压侧额定电流I₁=S/(√3U₁)=2000/(√3×6)≈192.45A低压侧额定电流I₂=S/(√3U₂)=2000/(√3×0.4)≈2886.75A（2）标幺值计算：变压器电抗标幺值X=Uk%×Sj/(S×100)=6×100/(2000×100)=0.03（注：此处公式应为X=Uk%×Sj/(S×100)，正确计算应为6×100/(2000)=0.3）修正：X=6%×(100/2000)=0.06×0.05=0.003？不，正确公式是X=Uk%×(Sj/Sn)，其中Sn为变压器额定容量（2000kVA=2MVA），Sj=100MVA，故X=0.06×(100/2)=3低压侧三相短路电流标幺值I=1/X=1/3≈0.333基准电流Ij=Sj/(√3Uj)=100×10³/(√3×0.4)≈144337.56A短路电流I=I×Ij=0.333×144337.56≈48000A≈48kA答案：（1）高压侧约192.45A，低压侧约2886.75A；（2）约48kA五、案例分析题（20分）某350MW超临界机组正常运行中，DCS发出“锅炉炉膛压力低”报警（-1500Pa，保护定值-2500Pa动作MFT），同时观察到：-引风机电流由280A降至220A，静叶开度由45%增至55%；-送风机电流由260A升至300A，动叶开度由40%降至30%；-炉膛氧量由6%降至3%；-主蒸汽流量由1100t/h降至980t/h，主汽压力由24MPa升至25MPa；-给煤机转速由500rpm降至420rpm，煤量由180t/h降至150t/h。问题：（1）分析可能的故障原因；（2）列出应急处理步骤；（3）故障处理后的预防措施。答：（1）故障原因分析：①引风机出力不足：引风机静叶执行机构卡涩（电流下降但开度增加，说明实际风量未增加），或入口挡板误关，导致炉膛抽力减小；②送风机风量突增：送风机动叶调节异常（开度减小但电流上升，可能动叶实际开度增大，风量增加），或出口挡板误开，导致炉膛进风过多；③燃料量突减：给煤机断煤（转速下降、煤量减少），或给煤机皮带打滑，实际入炉煤量低于显示值，燃烧减弱，炉膛压力降低；④制粉系统故障：某台磨煤机跳闸（未报警），导致燃料量减少，燃烧强度下降；⑤空预器堵塞：烟气阻力增大，引风机无法维持炉膛负压，同时空气侧阻力增大，送风机需增加出力，导致氧量下降（实际风量可能未有效进入炉膛）。（2）应急处理步骤：①立即解除协调控制，手动干预：增大给煤机转速（检查给煤机出口插板是否开启，就地确认煤量），投入油枪助燃（防止MFT）；②检查引风机、送风机运行状态：就地确认引风机静叶实际开度与DCS一致（若卡涩，切手动调节或切换备用引风机）；检查送风机动叶反馈（若反馈异常，切手动控制，维持风量稳定）；③监测炉膛压力变化：若压力持续下降（接近-2500Pa），手动触发MFT停机，防止锅炉灭火；④检查制粉系统：确认各磨煤机运行状态（电流、出口温度），若某台磨煤机跳闸，复位后重新启动（确认无故障）；⑤调整风煤比：根据氧量（3%偏低，实际可能因风量未有效进入炉膛导致），适当减少送风机出力，增大引风机出力，维持炉膛负压-100～-200Pa；⑥汇报值长，联系检修人员检查引送风机执行机构、给煤机皮带、空预器差压