2025年电站运行考试及答案

2025年电站运行考试及答案一、单项选择题（每题2分，共40分）1.超超临界机组正常运行中，主蒸汽温度控制范围应为（）A.538±5℃B.566±5℃C.605±5℃D.620±5℃答案：C2.汽轮机ETS系统（紧急跳闸系统）动作后，首先触发的保护是（）A.关闭主汽门B.关闭调门C.发电机解列D.启动交流润滑油泵答案：A3.300MW等级发电机正常运行时，定子绕组冷却水导电率应控制在（）A.0.1-0.5μS/cmB.0.5-1.5μS/cmC.1.5-2.5μS/cmD.2.5-3.5μS/cm答案：B4.锅炉低负荷运行时，为防止水冷壁超温，应优先调整（）A.燃烧器摆角B.二次风配风C.给煤量均匀性D.减温水流量答案：B5.发电机进相运行时，限制其运行深度的主要因素是（）A.定子端部温升B.转子绕组温度C.机端电压D.有功功率答案：A6.汽轮机EH油系统正常工作压力应为（）A.8.5-9.5MPaB.11.2-12.4MPaC.14.5-15.5MPaD.17.0-18.0MPa答案：C7.空预器发生二次燃烧时，最直观的判断依据是（）A.排烟温度急剧升高B.空预器电流波动C.进出口差压增大D.烟道负压大幅波动答案：A8.脱硫系统运行中，吸收塔pH值控制过低会导致（）A.石膏品质下降B.石灰石利用率降低C.系统腐蚀加剧D.脱硫效率上升答案：A9.厂用电快切装置动作时，优先采用的切换方式是（）A.串联切换B.并联切换C.同时切换D.残压切换答案：B10.汽轮机启动过程中，高压缸第一级金属温度达到（）时可认为暖机结束A.200℃B.300℃C.400℃D.500℃答案：C11.锅炉水冷壁管内结垢厚度超过（）时，需进行化学清洗A.0.1mmB.0.3mmC.0.5mmD.1.0mm答案：B12.发电机定子绕组温度与冷却水温度之差应控制在（）A.≤5℃B.≤10℃C.≤15℃D.≤20℃答案：B13.汽轮机真空严密性试验时，真空下降速率合格标准为（）A.≤100Pa/minB.≤200Pa/minC.≤300Pa/minD.≤400Pa/min答案：B14.锅炉MFT动作后，必须保持炉膛通风（）分钟以上方可重新点火A.3B.5C.8D.10答案：B15.励磁系统强励动作时，允许持续时间一般不超过（）A.5秒B.10秒C.20秒D.30秒答案：C16.汽动给水泵组正常运行时，小汽轮机排汽压力应控制在（）A.-85kPa至-95kPaB.-75kPa至-85kPaC.-65kPa至-75kPaD.-55kPa至-65kPa答案：A17.脱硝系统喷氨量过大时，最直接的危害是（）A.催化剂堵塞B.空预器堵灰C.氨逃逸超标D.烟气温度下降答案：C18.发电机失磁后，若系统允许，应在（）分钟内将有功负荷降至额定值的40%-50%A.1B.3C.5D.10答案：C19.汽轮机轴封供汽温度应与转子金属温度匹配，一般要求温差不超过（）A.±20℃B.±30℃C.±40℃D.±50℃答案：B20.锅炉启动过程中，当汽包压力达到（）时，应开启连续排污门A.0.5MPaB.1.0MPaC.1.5MPaD.2.0MPa答案：B二、判断题（每题1分，共10分）1.汽轮机冷态启动时，冲转参数应选择较低的主蒸汽温度以减小热应力。（×）正确：应选择与金属温度匹配的主蒸汽参数，避免过大温差。2.发电机定子冷却水断水后，应立即解列发电机。（√）3.锅炉运行中，省煤器再循环门在锅炉上水时开启，正常运行时关闭。（√）4.汽轮机超速试验应在带25%额定负荷运行4小时后进行，以确保转子金属温度达到脆性转变温度以上。（√）5.脱硫吸收塔浆液密度过高会导致循环泵电流增大，可能造成设备过载。（√）6.厂用电系统发生单相接地时，可继续运行2小时，期间应查找接地点并处理。（√）7.空预器停转后，应立即投入消防水进行冷却。（×）正确：应首先尝试手动盘车，无法盘动时再投入消防水，避免急剧冷却导致变形。8.发电机进相运行时，应密切监视定子端部铁芯温度和厂用电电压。（√）9.锅炉燃烧调整中，过量空气系数过小会导致排烟热损失增加。（×）正确：过量空气系数过大会导致排烟热损失增加。10.汽轮机润滑油温过低时，油膜厚度增加，轴承振动会减小。（×）正确：油温过低会导致油粘度增大，油膜变薄，可能引发油膜振荡。三、简答题（每题8分，共40分）1.简述锅炉MFT（主燃料跳闸）动作后的主要处理步骤。答案：（1）确认MFT动作首出原因，检查所有燃料切断阀关闭；（2）维持炉膛通风（30%-40%额定风量）5分钟以上，进行吹扫；（3）停止制粉系统、给煤机、燃油泵运行，关闭所有二次风调门至吹扫位；（4）保持汽包水位在-50mm至+50mm范围内，必要时开启事故放水门；（5）检查汽轮机是否跳闸，发电机是否解列，厂用电是否切换正常；（6）投入旁路系统（若允许），控制主、再热蒸汽压力和温度；（7）全面检查设备无异常后，根据MFT原因决定是否重新点火；（8）做好相关参数记录和事故分析准备。2.汽轮机启动过程中，如何控制胀差在合理范围？答案：（1）合理选择冲转参数，主蒸汽温度应高于高压缸第一级金属温度50-100℃，避免负胀差；（2）控制升速率和暖机时间，低转速阶段适当延长暖机，中速暖机时确保转子温度均匀；（3）调整轴封供汽温度和压力，冷态启动时用低温汽源，热态启动时用高温汽源，避免轴封汽温与转子温差过大；（4）控制凝汽器真空，真空过高会使进汽量减少，延长暖机时间；真空过低会使排汽温度升高，影响低压缸膨胀；（5）加强汽缸疏水，防止冷水冷汽进入汽缸，导致汽缸收缩；（6）监视高、中压缸进汽量分配，调整调门开启顺序，避免单侧进汽导致膨胀不均；（7）定期对比汽缸与转子的膨胀曲线，发现异常及时调整。3.发电机定子绕组冷却水系统的主要监视参数及异常处理措施。答案：主要监视参数：（1）定子水温（40-50℃）；（2）水压（0.2-0.3MPa，低于氢压0.05MPa以上）；（3）流量（≥45t/h）；（4）导电率（≤1.5μS/cm）；（5）定子绕组各点温度（≤85℃）。异常处理：（1）水温高：检查冷却器冷却水流量/温度，清理冷却器管束，必要时切换备用冷却器；（2）水压低：检查泵出口压力、滤网压差，切换备用泵，查找泄漏点；（3）流量低：检查滤网是否堵塞，泵出力是否正常，管道是否泄漏；（4）导电率高：启动离子交换器，置换不合格水质，必要时加大补水量；（5）定子温度高：检查流量、水温是否正常，个别点温度高时应降低负荷，若持续升高至90℃应解列发电机。4.脱硫系统运行中，吸收塔浆液pH值异常升高的原因及处理方法。答案：原因：（1）石灰石供浆量过大；（2）石膏排出量过多，浆液中碳酸钙含量增加；（3）原烟气SO₂浓度突然降低；（4）pH计测量误差；（5）氧化空气量不足，亚硫酸钙未完全氧化，消耗H+减少。处理方法：（1）检查石灰石供浆调节阀开度，手动减小供浆量；（2）停止石膏排出泵，待pH值下降后恢复；（3）确认原烟气SO₂浓度，若因负荷降低导致，调整供浆量匹配；（4）校验pH计，清理测量探头；（5）检查氧化风机运行情况，增加氧化空气量，确保亚硫酸钙充分氧化；（6）若pH值持续高于6.5，可适当加大石膏排出量，降低浆液中碳酸钙浓度。5.厂用电中断时，汽轮机的应急处理步骤。答案：（1）确认厂用电中断，直流润滑油泵、顶轴油泵应自动启动，否则手动启动；（2）检查汽轮机是否跳闸，若未跳闸应立即手动打闸；（3）关闭所有主汽门、调门，确认发电机已解列；（4）投入盘车装置（若直流盘车可用），若无法电动盘车，应每30分钟手动盘车180°；（5）检查小汽轮机是否跳闸，关闭给水泵出口门，防止倒转；（6）开启凝汽器真空破坏门，停止射水泵/真空泵运行；（7）监视轴承温度、轴瓦温度，若超过90℃应采取强制冷却措施；（8）检查直流密封油泵运行情况，维持发电机氢压；（9）厂用电恢复后，优先启动交流润滑油泵、顶轴油泵，确认油压正常后恢复盘车；（10）全面检查设备无损坏后，按启动规程重新启动。四、案例分析题（每题15分，共30分）案例1：某350MW超临界机组正常运行中，DCS显示“锅炉炉膛压力高Ⅲ值”报警，MFT动作。试分析可能原因、现象及处理措施。答案：可能原因：（1）送风机出力突然增大，或引风机跳闸；（2）燃烧突然加强（如给煤机转速突升、煤粉管堵塞后突然疏通）；（3）炉膛严重结焦，大块焦渣脱落压迫火焰；（4）脱硫系统挡板误关，烟道阻力增大；（5）炉膛压力测点误动作。现象：（1）MFT首出显示“炉膛压力高Ⅲ值”；（2）送、引风机电流可能异常（如引风机电流下降）；（3）锅炉灭火，火焰电视无火焰；（4）主蒸汽压力、温度急剧下降；（5）汽轮机可能因汽压下降甩负荷，发电机有功功率降低；（6）汽包水位先低后高（虚假水位）。处理措施：（1）确认MFT动作，所有燃料切断，关闭燃油速断阀；（2）检查引风机运行情况，若引风机跳闸，立即停止对应送风机；（3）维持炉膛通风（30%-40%风量）5分钟吹扫，排除可燃气体；（4）检查炉膛压力测点是否正常，清理取样管；（5）查看燃烧调整曲线，确认给煤机、磨煤机是否异常；（6）检查炉内结焦情况，必要时打焦；（7）联系脱硫专业检查挡板状态；（8）确认无异常后，重新点火启动，逐步恢复负荷；（9）分析MFT原因，制定防范措施（如优化燃烧调整、定期清理压力测点、加强结焦监视）。案例2：某600MW机组并网后，发电机定子三相电流不平衡度达12%（额定值≤10%），试分析可能原因及处理步骤。答案：可能原因：（1）系统三相电压不平衡；（2）发电机出口开关一相接触不良；（3）主变或厂变高压侧一相断线；（4）发电机内部定子绕组断线或匝间短路；（5）励磁系统故障导致磁场不平衡；（6）外部线路单相接地或短路。处理步骤：（1）立即汇报值长，降低有功负荷至50%以下；（2）检查发电机出口电压、系统电压是否平衡，联系调度确认系统运行情况；（3）就地检