2025年电厂运行考试题及答案

2025年电厂运行考试题及答案一、单项选择题（每题2分，共30分）1.某超超临界机组主蒸汽参数为28MPa、620℃，再热蒸汽参数为6.2MPa、620℃，其对应的汽轮机类型应为（）。A.亚临界一次中间再热汽轮机B.超临界二次中间再热汽轮机C.超超临界一次中间再热汽轮机D.超超临界二次中间再热汽轮机答案：C2.锅炉启动过程中，为防止水冷壁管超温，应严格控制（）。A.炉膛出口烟温B.主蒸汽压力上升速率C.汽水分离器出口温度D.燃烧器摆角高度答案：C3.汽轮机冲转时，若转速无法维持稳定，首先应检查（）。A.主汽门开度B.调速系统油压C.轴封供汽压力D.凝汽器真空答案：B4.关于SCR脱硝系统运行，下列说法正确的是（）。A.催化剂层差压升高时应立即降低喷氨量B.入口烟温低于300℃时需投入旁路C.喷氨格栅堵塞会导致出口NOx分布不均D.氨逃逸率控制在5ppm以上不影响空预器答案：C5.厂用电系统发生单相接地时，允许运行时间最长为（）。A.0.5小时B.2小时C.4小时D.8小时答案：B6.循环水泵运行中，若出口压力突然下降、电流降低，最可能的原因是（）。A.泵入口滤网堵塞B.凝汽器钛管泄漏C.水泵汽化D.出口门误关答案：C7.锅炉MFT动作后，必须立即执行的操作是（）。A.开启过热器疏水门B.停止所有给粉机C.关闭燃油速断阀D.投入空预器连续吹灰答案：C8.汽轮机轴瓦乌金温度正常上限值一般为（）。A.80℃B.90℃C.100℃D.110℃答案：B9.关于凝结水精处理系统，下列说法错误的是（）。A.混床失效后需先反洗分层B.高速混床入口水温应≤50℃C.前置过滤器压差≥0.3MPa时需切换D.树脂捕捉器用于拦截漏入凝结水的树脂答案：A（正确步骤应为：失效后先反洗，再空气擦洗，最后分层）10.燃煤电厂超低排放要求中，烟尘排放浓度应≤（）。A.5mg/Nm³B.10mg/Nm³C.20mg/Nm³D.30mg/Nm³答案：A11.汽包锅炉正常运行时，汽包水位控制范围应为（）。A.±50mmB.±100mmC.±150mmD.±200mm答案：A12.发电机氢气纯度低于（）时需进行排污补氢。A.95%B.96%C.97%D.98%答案：D13.锅炉吹灰时，应优先选择（）。A.低负荷阶段B.高负荷阶段C.燃烧不稳定阶段D.汽水品质超标阶段答案：B（高负荷时烟气流速快，吹灰效果更好）14.汽轮机真空严密性试验时，应保持（）。A.负荷稳定B.轴封供汽压力波动C.循环水泵切换D.凝结水泵变频调节答案：A15.智慧电厂建设中，下列不属于智能巡检系统功能的是（）。A.设备振动在线监测B.红外热成像自动分析C.运行参数自动抄表D.化学药品人工配置答案：D二、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，冲转参数应选择低参数、大流量。（）答案：√2.锅炉过量空气系数过小会导致排烟热损失增加。（）答案：×（过量空气系数过小会导致不完全燃烧热损失增加，排烟热损失减小）3.凝汽器真空下降时，汽轮机轴向推力会减小。（）答案：×（真空下降导致排汽温度升高、汽轮机膨胀受阻，轴向推力可能增大）4.给水泵汽轮机断油时，应立即破坏真空紧急停机。（）答案：×（断油会导致轴承烧损，需立即打闸停机，但无需破坏真空）5.脱硫系统停运时，需先停吸收塔循环泵，再停氧化风机。（）答案：√6.发电机定子冷却水导电率升高时，应开大补水门降低电导率。（）答案：√7.锅炉启动过程中，控制升温速率的主要目的是防止汽包上下壁温差过大。（）答案：√8.汽轮机轴封供汽压力过高会导致润滑油进水。（）答案：√9.循环水系统加氯的主要目的是防止凝汽器钛管结垢。（）答案：×（加氯主要是杀菌灭藻，防止微生物附着）10.智慧电厂的数字孪生技术可实现设备运行状态的实时仿真与预测。（）答案：√三、简答题（每题5分，共30分）1.简述锅炉汽包水位过高的危害。答案：汽包水位过高会导致蒸汽带水，使过热器管壁结垢、超温爆管；蒸汽品质恶化，汽轮机通流部分积盐，效率下降；严重满水时，蒸汽携带大量炉水进入汽轮机，可能引发水冲击，损坏叶片和推力轴承。2.厂用电中断时，应如何处理？答案：（1）立即确认厂用电源切换情况，若未自动切换，手动抢合备用电源；（2）启动直流润滑油泵、顶轴油泵，维持汽轮机轴承润滑；（3）锅炉MFT动作，关闭所有燃料阀，保持汽包水位（若有直流油泵可启动给水泵供水）；（4）停运所有非必要辅机，防止电源恢复后过载；（5）检查保安段电源，确保DCS、仪表等关键设备供电；（6）电源恢复后，按顺序启动辅机，逐步恢复机组运行。3.汽轮机启动过程中，如何控制胀差？答案：（1）合理选择冲转参数，冷态启动采用低压微过热蒸汽，热态启动采用与金属温度匹配的参数；（2）控制升速率和暖机时间，低速暖机充分预热转子，中速暖机避免临界转速振动；（3）调整轴封供汽温度，冷态启动用低温汽源，热态启动用高温汽源，减少转子与汽缸的温差；（4）维持凝汽器真空稳定，真空过低会使进汽量增大，转子加热加快，胀差增大；（5）加强汽缸疏水，防止冷汽冷水进入汽缸，导致汽缸收缩。4.简述SCR脱硝系统喷氨量的调整原则。答案：（1）根据入口NOx浓度、烟气量和脱硝效率设定喷氨量，保证出口NOx≤50mg/Nm³（超低排放要求）；（2）通过出口氨逃逸在线监测，控制氨逃逸率≤2.5ppm，避免空预器堵塞；（3）低负荷时，若入口烟温低于催化剂活性温度（300℃），应退出喷氨并投入旁路，防止催化剂失活；（4）调整喷氨格栅各支管流量，确保氨与烟气混合均匀，避免局部过量或不足；（5）定期校准NOx和氨逃逸仪表，保证测量准确性。5.发电机氢气系统运行中需重点监视哪些参数？答案：（1）氢气压力：维持在额定值（一般0.3-0.4MPa），压力过低影响冷却效果，过高可能泄漏；（2）氢气纯度：≥98%，纯度下降会增加通风损耗，需及时排污补氢；（3）氢气湿度：露点温度≤-25℃（常压下），防止绝缘受潮；（4）氢气温度：冷氢温度40±2℃，热氢温度≤80℃，超出范围需调整氢冷器冷却水流量；（5）氢气泄漏量：每日泄漏量≤10m³，异常泄漏需检查密封瓦、管道法兰等部位。6.循环水泵跳闸后，如何处理？答案：（1）立即检查备用泵是否联动，若未联动手动启动；（2）确认跳闸泵出口门是否关闭，防止倒转；（3）监视凝汽器真空变化，若真空快速下降，按真空低跳闸条件执行；（4）若两台循环水泵均跳闸，立即破坏真空紧急停机，关闭所有疏水门，防止汽轮机进冷汽；（5）检查跳闸泵原因（电气故障、机械卡涩等），消除故障后恢复备用；（6）恢复期间控制机组负荷，避免真空过低导致设备损坏。四、计算题（每题8分，共16分）1.某300MW机组锅炉额定蒸发量为1025t/h，设计煤耗为290g/(kW·h)，实际运行中发电功率为280MW，耗煤量为85t/h，计算实际煤耗及煤耗偏差（保留两位小数）。答案：实际煤耗=（耗煤量×10⁶）/(发电功率×3600)=（85×10⁶）/(280×10³×3600)=85000000/(1008000000)≈0.08432t/(kW·h)=84.32g/(kW·h)？（此处计算错误，正确公式应为：煤耗（g/(kW·h)）=（耗煤量kg/h）/(发电功率kW)×1000）正确计算：耗煤量=85t/h=85000kg/h，发电功率=280MW=280000kW实际煤耗=85000/280000×1000≈303.57g/(kW·h)设计煤耗=290g/(kW·h)，偏差=303.57-290=13.57g/(kW·h)（偏高）2.某凝汽器循环水入口温度20℃，出口温度30℃，排汽温度35℃，计算循环水温升和凝汽器端差。答案：循环水温升=出口温度-入口温度=30-20=10℃凝汽器端差=排汽温度-循环水出口温度=35-30=5℃五、案例分析题（每题12分，共24分）案例1：某600MW超临界机组运行中，锅炉突然发出“全炉膛灭火”信号，MFT动作。DCS显示：炉膛负压-2500Pa（正常值-100~+50Pa），火焰电视无火检信号，给煤机、磨煤机全停，燃油速断阀关闭。问题：（1）分析MFT动作的可能原因；（2）简述应采取的处理步骤；（3）恢复过程中需注意哪些关键点？答案：（1）可能原因：①煤质突变（如挥发分过低、水分过高）导致燃烧恶化；②磨煤机断煤或给煤机故障，燃料供应中断；③炉膛漏风过大（如引风机挡板误开），负压突降灭火；④火检探头故障或信号误报（需排除）；⑤一次风速过高，煤粉未着火即被带走。（2）处理步骤：①确认MFT动作后，检查所有燃料切断（给煤机、磨煤机、燃油阀关闭），关闭减温水电动门，防止过热器超温；②维持炉膛通风（保持30%~40%额定风量）5分钟，排除可燃气体；③检查火检、炉膛压力等仪表是否正常，确认灭火真实发生；④调整送引风机出力，稳定炉膛负压在-50~+30Pa；⑤启动空气预热器连续吹灰，防止受热面积灰；⑥通知化学加强汽水品质监督，防止杂质进入汽轮机；⑦查明灭火原因并消除（如清理给煤机断煤点、调整一次风速）；⑧具备条件后，按启动程序重新点火（先投油枪，再逐台启动磨煤机）。（3）恢复关键点：①点火前严格进行炉膛吹扫，防止爆燃；②控制升温升压速率（超临界锅炉一般≤1.5℃/min、0.3MPa/min），避免受热面热应力过大；③监视汽包（或汽水分离器）水位，防止满水或缺水；④投入燃料后，密切观察火焰稳定性，及时调整配风（过量空气系数保持1.1~1.2）；⑤注意汽轮机金属温度变化，避免差胀超限；⑥并网后逐步增加负荷，同时调整脱硝、脱硫系统投入，确保环保参数达标。案例2：某汽轮机运行中，3轴瓦温度突然从85℃升至105℃（报警值90℃，停机值110℃），同时瓦振从0.03mm升至0.08mm（报警值0.07mm）。润滑油压0.18MPa（正常0.15~0.25MPa），油温45℃（正常40~48℃）。问题：（1）分析轴瓦温度突升的可能原因；（2）应采取哪些应急措施；（3）停机后需进行哪些检查？答案：（1）可能原因：①轴瓦乌金脱胎或磨损，油膜破坏；②润滑油中带水或杂质，润滑效果下降；③轴瓦进油节流孔堵塞，油量减少；④轴颈与轴瓦间隙过小，摩擦生热；⑤汽轮机转子中心偏移（如基础沉降、联轴器螺栓松动），导致局部受力增大；⑥轴承箱漏油，润滑油量不足（但本例油压正常，可能性较低）。（2）应急措施：①立即汇报值长，降低机组负荷，减少转子轴向推力；②加强轴瓦温度、振动监视，每5分钟记录一次；③检查润滑油滤网压差（若≥0.1MPa，切换备用滤网）；④化验润滑油油质（水分、颗粒度），若不合格启动滤油机；⑤调整冷油器冷却水门，维持油温42~45℃（油温过低油黏度大，过高油膜薄）；⑥若温度