2025年水电厂发电运行题目及答案

2025年水电厂发电运行题目及答案一、单项选择题（每题2分，共20题，40分）1.2025年某百万千瓦级水电厂采用数字孪生技术构建虚拟电厂，其核心数据交互频率要求为（）。A.1HzB.10HzC.50HzD.100Hz答案：C解析：2025年《智能水电厂技术规范》规定，数字孪生系统需实现与物理电厂毫秒级同步，数据交互频率不低于50Hz，以满足动态仿真和实时决策需求。2.混流式水轮机在额定水头下运行时，最优效率点对应的单位流量为（）。A.0.8~1.0m³/(s·m)B.1.0~1.2m³/(s·m)C.1.2~1.4m³/(s·m)D.1.4~1.6m³/(s·m)答案：B解析：根据《水轮机选型设计规程（2025版）》，现代混流式水轮机在额定水头下最优效率点的单位流量通常设计在1.0~1.2m³/(s·m)，兼顾过流能力与效率特性。3.某水电厂AGC系统接收调度指令后，机组有功调节速率需满足（）。A.≥1%Pn/minB.≥2%Pn/minC.≥3%Pn/minD.≥5%Pn/min答案：D解析：2025年《电力系统自动发电控制技术导则》要求，大容量水电厂AGC调节速率应不低于额定容量的5%每分钟，以适应新能源高比例并网后的电网快速调峰需求。4.机组甩25%额定负荷时，调速器动态超调量应控制在（）以内。A.5%B.10%C.15%D.20%答案：B解析：《水轮机电液调速器技术条件（2025修订版）》明确，甩25%负荷时动态超调量≤10%，甩100%负荷时≤30%，确保转速稳定性。5.采用定子绕组内冷水的水轮发电机，正常运行时内冷水导电率应控制在（）。A.0.1~1.0μS/cmB.1.0~2.0μS/cmC.2.0~5.0μS/cmD.5.0~10.0μS/cm答案：A解析：2025年《水轮发电机运行规程》规定，内冷水导电率需严格控制在0.1~1.0μS/cm，防止绝缘降低和铜导线腐蚀。6.智能水电厂主变在线监测系统中，油中溶解气体分析（DGA）的最小检测周期为（）。A.1小时B.4小时C.8小时D.24小时答案：B解析：《变压器状态在线监测技术规范（2025）》要求，500kV及以上主变DGA监测周期不超过4小时，35kV~220kV主变不超过8小时，确保早期故障预警。7.机组停机过程中，当转速降至（）时需投入制动系统。A.30%额定转速B.20%额定转速C.15%额定转速D.10%额定转速答案：D解析：《水轮发电机组启动试验规程》（2025版）规定，为避免低转速下推力轴承油膜破坏，停机时应在转速降至10%额定值时投入机械制动或电气制动。8.某电厂采用梯级联合调度系统，其优化目标函数中“碳排因子”权重系数取值为（）。A.0.1B.0.3C.0.5D.0.7答案：B解析：2025年《梯级水电联合优化调度技术指南》提出，在“双碳”目标下，碳排因子权重应占总目标的30%，与发电收益（50%）、弃水风险（20%）共同构成多目标函数。9.励磁系统强励倍数应满足（）。A.≥1.8B.≥2.0C.≥2.5D.≥3.0答案：B解析：《同步发电机励磁系统技术条件（2025）》规定，励磁系统强励倍数不低于2.0倍额定励磁电压，强励持续时间≥10秒，保障系统故障时的电压支撑能力。10.厂用电系统备用电源自动投入装置（BZT）的动作时间应小于（）。A.0.1sB.0.3sC.0.5sD.1.0s答案：C解析：《发电厂厂用电系统设计规范（2025）》要求，BZT装置动作时间需控制在0.5秒内，避免重要辅机（如顶起油泵、技术供水泵）因失电停运导致设备损坏。二、填空题（每题2分，共10题，20分）1.2025年智能水电厂普遍采用（）通信协议实现设备层与控制层的高速互联，其传输速率可达10Gbps。答案：工业以太网TSN（时间敏感网络）2.水轮机导叶全关时间应满足：对于额定水头大于100m的机组，导叶关闭时间不小于（）秒。答案：43.发电机定子铁芯温度正常运行时应低于（）℃，温差不超过（）℃。答案：100；154.调速器电液转换装置的分辨率应优于（）%额定输出，以保证小波动工况下的调节精度。答案：0.15.机组进相运行时，定子端部铁芯温度应严格监视，一般控制在（）℃以内。答案：1206.厂内通信系统中，语音调度电话的可靠性要求为年中断时间不超过（）分钟。答案：307.尾水事故闸门的静水关闭时间应控制在（）分钟以内，动水关闭时间应不小于（）分钟。答案：2；58.油浸式变压器顶层油温正常运行时应低于（）℃，报警值设定为（）℃。答案：85；959.机组振动摆度在线监测系统的采样频率应不低于（）Hz，以捕捉高频振动分量。答案：102410.梯级水电厂间的通信延迟需控制在（）ms以内，以满足联合优化调度的实时性要求。答案：50三、简答题（每题8分，共5题，40分）1.简述2025年智能水电厂“源网荷储”协同控制的实现路径。答案：①构建数字孪生体：通过物理电厂与虚拟模型的实时交互，实现运行状态的精准映射；②接入省级电力调度中心“源网荷储”一体化平台，获取新能源出力预测、电网负荷需求等外部数据；③开发多时间尺度优化算法（分钟级滚动修正、小时级计划调整、日级优化编排），动态调整机组出力；④配置储能系统（如小水电+飞轮储能），平抑新能源波动，提升调峰响应速度；⑤建立风险预警机制，通过AI算法识别电网频率/电压越限风险，提前调整发电计划或启动备用容量。2.分析水轮机转轮空化磨损的主要影响因素及2025年的防治措施。答案：影响因素：①运行水头与出力组合偏离最优工况，导致低压区压力低于汽化压力；②水质含沙量高，泥沙颗粒加速空蚀破坏；③转轮材料抗空蚀性能不足。防治措施：①优化AGC控制策略，减少机组在空化易发区（如低水头大负荷、高水头小负荷）的运行时间；②采用智能泥沙监测系统，当含沙量超过5kg/m³时自动限制出力至设计允许范围；③推广纳米复合涂层技术（如WC-CoCr+纳米陶瓷），提高转轮表面硬度和抗空蚀能力；④应用机器人自动修复系统，通过3D视觉扫描确定磨损区域，采用激光熔覆技术进行精准补焊，修复后表面粗糙度≤1.6μm。3.论述发电机定子绕组温度异常升高的排查流程及处理措施。答案：排查流程：①检查温度测点是否正常（对比相邻测点、校验温度传感器）；②核对内冷水系统参数（流量≥15m³/h、压力0.25~0.35MPa、导电率≤1.0μS/cm）；③检测定子线棒进出口水温差（正常≤8℃，报警值12℃）；④进行定子绕组直流电阻测试（三相偏差≤2%）；⑤开展局部放电在线监测（定位放电位置）。处理措施：①若内冷水流量不足，启动备用泵并清理过滤器；②导电率超标时切换离子交换器，必要时换水；③温差超限或直流电阻异常，申请停机检查线棒堵塞或焊接缺陷；④局部放电量超标，结合超声波检测确定故障部位，进行绝缘补强或更换线棒。4.说明调速器“频率死区”的设置原则及其对电网一次调频的影响。答案：设置原则：①基于机组类型（常规水电0.033Hz~0.05Hz，抽水蓄能0.02Hz~0.03Hz）；②考虑电网频率波动特性（新能源占比高的电网应减小死区）；③避免机组频繁调节（死区过小会导致小波动时误动作）。影响：死区过小会使机组对微小频率变化过度响应，增加设备磨损；死区过大则削弱一次调频能力，导致频率偏差扩大。2025年《电网一次调频技术规定》要求，常规水电厂频率死区应≤0.033Hz，抽水蓄能≤0.02Hz，以提升电网频率支撑能力。5.阐述梯级水电厂日发电计划编制的关键步骤及2025年的优化方向。答案：关键步骤：①收集基础数据（来水预报、水库水位、机组效率曲线、电网负荷预测、电价信息）；②建立优化模型（目标函数：发电收益最大+碳排最小+弃水风险最小；约束条件：水库水位、机组出力上下限、通航要求）；③求解模型（采用混合整数规划+强化学习算法，考虑不确定性因素）；④生成计划（96点出力曲线，每15分钟一个调整点）；⑤安全校核（稳定断面潮流、机组振动区规避）。优化方向：①引入数值天气预报（NWP）技术，提高来水预报精度（72小时预见期误差≤5%）；②融合新能源出力预测数据（风电/光伏的±20%波动范围），增强计划灵活性；③开发多目标协同优化软件（考虑生态流量、航运需求等非电力目标）；④应用边缘计算技术，在梯级集控中心实现分钟级计划修正。四、案例分析题（20分）某流域梯级水电厂（A厂：4×300MW，B厂：3×400MW）接入省级电网，2025年7月15日发生以下事件：8:00调度通知：12:00~18:00电网需深度调峰，要求梯级总出力从当前1500MW降至800MW，18:00后恢复至1200MW。9:30A厂2号机组（运行中）推力瓦温突然升至85℃（报警值80℃，跳闸值90℃），趋势仍在上升。10:00流域气象部门发布暴雨预警，预计12:00~24:00流域平均降雨量50mm，入库流量将增加至2500m³/s（当前1200m³/s）。请结合以上信息，完成以下任务：（1）分析A厂2号机组推力瓦温异常的可能原因及应急处理措施（8分）。（2）制定梯级日发电计划调整方案，需考虑来水增加、调峰需求及设备异常影响（12分）。答案：（1）推力瓦温异常可能原因及处理：可能原因：①推力油槽油位过低（低于油位计1/3），导致润滑不足；②油冷却器堵塞（冷却水温升＜5℃），散热效率下降；③推力瓦间隙调整不当（瓦面与镜板接触不良，局部受力过大）；④油质劣化（颗粒度＞NAS8级，水分＞50ppm），润滑性能降低；⑤镜板表面粗糙度增加（＞0.8μm），摩擦系数增大。应急处理措施：①立即检查油槽油位，若不足则补油至正常位（3/4~4/5）；②切换备用冷却器，清理原冷却器滤网（压差＞0.1MPa时需清洗）；③降低机组出力至200MW（减少轴向水推力），观察瓦温变化趋势；④取油样检测油质，若颗粒度超标则启动净油机过滤，水分超标时更换干燥滤芯；⑤若瓦温持续上升至88℃，手动停机并顶起转子检查瓦面（用色印法检查接触面积应≥85%）。（2）梯级发电计划调整方案：①来水分析：原入库流量1200m³/s，预计12:00后增至2500m³/s，日增水量约(2500-1200)×12×3600=5.616×10⁷m³，需避免弃水。②设备约束：A厂2号机组若停机（假设10:30停机），A厂可用容量为3×300=900MW，B厂3×400=1200MW，总可用容量2100MW（原1500MW为A厂4台+B厂2台运行）。③调峰需求：12:00~18:00总出力需降至800MW，18:00后恢复至1200MW。④方案制定：-10:00~12:00：维持当前出力1500MW（A厂4台×300=1200MW，B厂1台×400=300MW），同时A厂2号机组减至200MW运行，准备10:30停机。-12:00~18:00：-A厂运行3台（3×300=900MW），但需配合调峰降至500MW（避免低负荷振动，单台最低技术出力100MW，3台最低300MW，取500MW兼顾效率）；-B厂运行1台（400MW），降至300MW（单台最低150MW，取300MW）；-总出力500+300=800MW，满足调峰要求；-利用来水增加的水量，B厂水库提前蓄水（当前水位285m，汛限水位300m，可蓄15m，对应库容增加2亿m³）。-18:00~24:00：-电网需求恢复至1200MW，来水仍保持2500m³/s；-A厂3台满发900MW（每台300MW）；-B厂2台满发800MW（每台400MW）；-总出力900+800=1700MW（超过需求1200MW），需调整：-减少B厂1台至400MW（总出力900+400=1300MW），仍超100MW；-或A厂1台降至200MW（200+2×300=800MW，B厂2台800MW，总1600MW），此方案不可行；-最优调整：B厂运行1.5台（实际运行1台满发400MW，另1台带