2025年能源行业工程师资格认证考试试题及答案

2025年能源行业工程师资格认证考试试题及答案一、单项选择题（共10题，每题2分，共20分）1.下列能源中，属于二次能源且可再生的是（）A.潮汐能B.氢能C.生物质能D.地热能答案：B解析：二次能源是由一次能源加工转换而成的能源产品，如电力、氢能等。潮汐能、生物质能、地热能均为一次能源，氢能通过电解水等方式由一次能源转换而来，属于二次能源且可通过可再生能源制备实现可再生。2.某锂离子电池储能系统的交流侧效率为88%，直流侧效率为92%，则系统综合效率约为（）A.80.96%B.85.44%C.90.00%D.94.12%答案：A解析：系统综合效率=交流侧效率×直流侧效率=88%×92%=80.96%。3.某光伏组件的温度系数为-0.38%/℃，标准测试条件（STC）下功率为550W。当环境温度为40℃（STC温度为25℃）时，组件实际输出功率约为（）A.519WB.530WC.542WD.550W答案：A解析：功率变化=550W×[1-0.38%×(40-25)]=550×(1-0.057)=550×0.943≈519W。4.下列风电机组功率曲线描述中，正确的是（）A.切入风速前输出功率随风速线性增加B.额定风速后输出功率保持额定值不变C.切出风速后输出功率随风速增加而上升D.湍流强度增大不会影响功率曲线形态答案：B解析：风电机组在切入风速前无输出；额定风速至切出风速区间内，通过变桨或变频控制保持额定功率；切出风速后因安全保护停机，功率骤降；湍流强度增大会导致实际功率低于理论曲线。5.能源互联网的核心技术不包括（）A.多能互补协同优化B.数字孪生与大数据C.特高压直流输电D.分布式能源智能调控答案：C解析：能源互联网强调多能流耦合、数字化管理及分布式资源调控，特高压直流输电是传统电网的长距离传输技术，非核心。6.燃煤电厂超低排放改造后，烟气中二氧化硫的排放限值为（）A.≤35mg/m³B.≤50mg/m³C.≤100mg/m³D.≤200mg/m³答案：A解析：根据《煤电节能减排升级与改造行动计划》，超低排放要求二氧化硫≤35mg/m³，氮氧化物≤50mg/m³，烟尘≤5mg/m³。7.某地源热泵系统冬季制热时，蒸发器从土壤吸热80kW，压缩机耗电20kW，则系统COP（性能系数）为（）A.2B.3C.4D.5答案：C解析：COP=制热量/输入功率=(80+20)/20=100/20=5？错误，正确计算应为制热量=蒸发器吸热量+压缩机功=80+20=100kW，COP=100/20=5？但地源热泵COP通常指制热量与输入功率之比，此处可能题目数据设置问题。实际正确答案应为5，但可能题目数据有误，需核对。（注：经修正，正确计算为COP=制热量/输入功率=（蒸发器吸热量+压缩机功）/压缩机功=（80+20）/20=5，故正确答案为D。）8.目前规模化制备绿氢的主流技术是（）A.天然气重整B.甲醇裂解C.水电解D.煤制氢答案：C解析：绿氢指通过可再生能源电解水制备的氢气，是“双碳”目标下的主流技术；其他选项为灰氢或蓝氢（需碳捕集）。9.综合能源系统的典型特征不包括（）A.多能源品种耦合B.源网荷储一体化C.单一能源独立运行D.需求侧响应灵活答案：C解析：综合能源系统强调电、热、冷、气等多能源协同，而非独立运行。10.某工业企业年综合能耗为5000吨标准煤（当量值），根据《重点用能单位节能管理办法》，该企业属于（）A.非重点用能单位B.省级重点用能单位C.国家级重点用能单位D.需重新核定答案：B解析：年综合能耗1万吨标准煤及以上为国家级重点用能单位，5000-10000吨为省级重点用能单位。二、案例分析题（共2题，每题20分，共40分）案例1：某光伏电站发电量低于预期分析某20MWp光伏电站位于西北某地（纬度38°，年水平面总辐照量1700kWh/m²），设计年发电量2600万kWh，投运后首年实际发电量2200万kWh，偏差率15.38%。经现场排查，发现以下情况：-组件类型：单晶硅PERC组件，效率21%，面积1.96m²/块，温度系数-0.35%/℃；-逆变器效率98%，线路损耗2%，灰尘遮挡损耗3%；-当地年平均气温12℃（STC温度25℃），实际运行中部分方阵存在前排组件阴影遮挡；-辐照监测仪安装位置偏高，未定期校准。问题：1.计算设计发电量是否合理（保留两位小数）；2.分析发电量偏低的可能原因（至少列出4项）；3.提出改进措施（至少列出3项）。答案：1.设计发电量验证：组件数量=20MWp/（0.55kW/块）≈36364块（假设组件功率550W）；组件总面积=36364×1.96≈71273m²；理论年辐照量=71273m²×1700kWh/m²=121,164,100kWh；考虑组件效率：121,164,100×21%=25,444,461kWh；系统效率=逆变器效率×（1-线路损耗）×（1-灰尘损耗）×温度修正；温度修正系数=1-0.35%×(12-25)=1+0.0455=1.0455（因实际温度低于STC，功率略升）；系统效率=0.98×0.98×0.97×1.0455≈0.98×0.98=0.9604；0.9604×0.97≈0.9316；0.9316×1.0455≈0.974；设计年发电量=25,444,461×0.974≈24,782,000kWh（约2478万kWh），与设计值2600万kWh存在偏差，说明设计时可能高估了系统效率或辐照量。2.可能原因：①阴影遮挡：部分方阵前排组件遮挡导致局部发电量损失；②辐照监测误差：监测仪未校准，实际辐照量低于设计值；③组件衰减：首年组件功率衰减可能超过预期（PERC组件首年衰减约2%）；④运维不到位：灰尘清理不及时，遮挡损耗高于设计值（实际可能达5%以上）；⑤逆变器效率波动：部分逆变器长期低负载运行，效率低于额定值。3.改进措施：①优化方阵间距：通过日照模拟调整组件排列，减少阴影遮挡；②定期校准辐照监测仪：确保数据准确性，修正功率预测模型；③加强运维管理：制定灰尘清洗计划，安装组件清洗机器人；④加装组件监测系统：通过IV曲线检测识别低效或故障组件；⑤优化逆变器运行策略：根据负载情况动态调整逆变器投运数量，提高效率。案例2：某工业园区综合能源系统优化某工业园区年电负荷1.2亿kWh（最大负荷15MW），热负荷8000GJ（最大热负荷3MW），冷负荷6000冷吨·小时（最大冷负荷2MW）。现有供能方式：电网购电（电价0.6元/kWh）、燃气锅炉供热（气价3.5元/m³，效率90%）、电制冷机制冷（COP=3.5）。拟建设“天然气三联供+储能”综合能源系统，配置1台5MW燃气轮机（发电效率35%，余热利用率80%，天然气低位热值35.5MJ/m³）、1MW/2MWh锂电池储能（充放电效率90%）。问题：1.计算燃气轮机满发时的天然气消耗量（m³/h）；2.分析综合能源系统的节能潜力（从一次能源利用率角度）；3.提出提高系统经济性的建议（至少3项）。答案：1.燃气轮机天然气消耗量计算：发电功率5MW=5000kW，发电效率η电=35%；天然气输入功率=发电功率/η电=5000/0.35≈14285.7kW；1kW=3.6MJ/h，故输入能量=14285.7×3.6≈51428.5MJ/h；天然气消耗量=51428.5MJ/h÷35.5MJ/m³≈1448.7m³/h。2.一次能源利用率分析：原供能方式：-供电：一次能源为电网火电（假设火电效率38%），一次能源量=1.2亿kWh÷0.38≈3.1579亿kWh；-供热：燃气锅炉效率90%，一次能源量=8000GJ÷0.9≈8888.9GJ≈2469.1万kWh；-制冷：电制冷机COP=3.5，一次能源量=（6000冷吨·小时×3.517kW/冷吨）÷3.5÷0.38≈（21102kWh）÷3.5÷0.38≈15933kWh；总一次能源量≈3.1579亿+0.2469亿+0.0016亿≈3.4064亿kWh。综合能源系统：燃气轮机年运行小时数=1.2亿kWh÷5MW≈2400h（假设满发）；天然气总消耗量=1448.7m³/h×2400h≈3,476,880m³；输入一次能源量=3,476,880m³×35.5MJ/m³≈123,429,240MJ≈34,285,900kWh；输出能量：-供电：5MW×2400h=12,000万kWh；-供热：余热利用率80%，余热功率=输入功率×(1-发电效率)=14285.7kW×(1-0.35)=9285.7kW，有效余热=9285.7×0.8=7428.6kW，年供热量=7428.6kW×2400h=17,828,640kWh=64,183GJ（满足8000GJ需求）；-制冷：利用余热驱动吸收式制冷机（假设COP=1.2），可制冷量=7428.6kW×1.2=8914.3kW，年制冷量=8914.3×2400h=21,394,320kWh（满足6000冷吨·小时≈21,102kWh需求）；一次能源利用率=（供电+供热+制冷）/输入一次能源=（12,000万+1782.86万+2139.43万）/3428.59万≈(15922.29万)/3428.59万≈4.64（远高于原方式的1.0），节能潜力显著。3.经济性提升建议：①优化运行策略：根据电、热、冷负荷曲线，动态调整燃气轮机出力，避免“以热定电”导致的电量冗余；②参与需求响应：利用储能系统在电价高峰时段放电，低谷时段充电，赚取峰谷价差；③拓展供能范围：向周边企业输送多余热/冷能，提高设备利用率；④申请政策补贴：争取分布式能源、节能改造等财政补贴或税收优惠；⑤采用智能监控系统：实时监测各环节效率，及时发现能耗异常点。三、计算题（共2题，每题15分，共30分）1.储能系统容量配置计算某新能源电站需配置储能系统用于平滑输出，要求在1小时内将功率波动从±20%Pn（Pn=50MW）限制到±5%Pn。假设储能系统充放电效率为90%，需满足连续2小时的调节需求，计算所需储能系统的最小功率和容量（保留两位小数）。答案：功率需求：需调节的最大偏差=20%Pn-5%Pn=15%Pn=15%×50MW=7.5MW；因需双向调节（充电和放电），储能功率=7.5MW×2=15MW（或取单方向最大值7.5MW，具体需看波动方向，通常取双向15MW）。容量需求：连续2小时调节，每小时需存储或释放的能量=7.5MW×1h=7.5MWh；考虑充放电效率，充电时需容量=7.5MWh/0.9≈8.33MWh；放电时需容量=7.5MWh×0.9≈6.75MWh；取较大值，总容量=8.33MWh×2（2小时）≈16.66MWh（或按2小时连续调节，总容量=7.5MW×2h/0.9≈16.67MWh）。最终：功率15MW，容量16.67MWh。2.火电厂煤耗优化计算某300MW火电机组，设计发电煤耗305gce/kWh（标准煤低位热值29307kJ/kg），实际运行中主蒸汽温度比设计值低20℃，导致煤耗增加1.2gce/kWh；再热蒸汽温度低15℃，煤耗增加0.8gce/kWh；空预器漏风率超标，煤耗增加2.5gce/kWh。若年发电量20亿kWh，标煤价格900元/吨，计算因参数偏离导致的年额外煤耗费用。答案：总煤耗增加量=1.2+0.8+2.5=4.5gce/kWh；年额外耗煤量=20亿kWh×4.5gce/kWh=9×10^8gce=9000吨ce；年额外费用=9000吨×900元/吨=8,100,000元。四、论述题（共2题，每题15分，共30分）1.论述“双碳”目标下传统火电的转型路径答案要点：①灵活性改造：通过热电解耦、增设储热装置等方式，提升调峰能力（深度调峰至30%额定负荷以下），支撑新能源消纳；②与新能源耦合：建设“火电+光伏/风电”多能互补项目，利用火电稳定出力弥补新能源间歇性，同时减少火电利用小时数；③低碳技术应用：推广碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，降低碳排放强度（目标2030年捕集率达10%-20%）；④燃料替代：掺烧生物质、耦合绿氢等低碳燃料，逐步降低化石能源占比（如掺烧10%生物质可减少8%碳排放）；⑤功能转变：从主力电源向“基础电源+调峰电源+应急备用电源”转型，保障电网安全稳定。2.智能电网如何支撑高比例可