(2025年)中国大唐集控运行题库及答案

(2025年)中国大唐集控运行题库及答案1.超临界锅炉启动系统按分离器位置可分为哪几类？各有何特点？超临界锅炉启动系统主要分为内置式启动系统和外置式启动系统两类。内置式启动系统的启动分离器布置在锅炉汽水流程中，正常运行时分离器处于干态，作为蒸汽通道；低负荷时处于湿态，分离汽水。其优点是系统简单、投资少，工质和热量可通过疏水回收系统重复利用；缺点是启动分离器需承受全压，对材料要求高。外置式启动系统的启动分离器在启动阶段投入，正常运行时解列，分离后的疏水直接排至扩容器或凝汽器。优点是启动分离器不参与正常运行，压力等级较低；缺点是系统复杂、启动时工质损失大，热量回收效率低。2.直流锅炉启动分离器水位控制的关键参数有哪些？异常时可能导致哪些后果？关键参数包括分离器出口蒸汽过热度、给水流量与燃料量的匹配度（煤水比）、启动旁路阀开度及疏水阀调节速率。若水位过高，可能造成分离器满水，蒸汽带水进入过热器，导致管壁超温或水冲击；若水位过低，可能使分离器干烧，破坏其内部冷却条件，引发金属超温变形。实际操作中需通过调整给水泵转速（控制给水流量）、燃料量（调整产汽量）及旁路阀开度（控制疏水排出量），维持水位在2.5-3.5m的安全区间（具体数值根据锅炉型号调整）。3.主蒸汽温度超限（超温10℃以上且持续5分钟）时应如何处理？处理步骤如下：①立即减少燃料量（煤量或油量），降低锅炉热负荷，同时检查燃烧器配风情况，调整二次风挡板，避免局部火焰中心上移；②增大一级减温水或二级减温水流量（注意减温器后蒸汽过热度应保持10-15℃，防止水塞）；③若减温水已开满仍无法降温，需降低机组负荷，控制主汽流量，通过增大通流量带走更多热量；④检查屏式过热器、末级过热器管壁温度，若个别管段超温，可调整燃烧器摆角（如四角切圆锅炉向下摆动），或投运对应区域的吹灰器，清除积灰增强换热；⑤若因煤质突变（如挥发分过高）导致超温，应切换至设计煤种或掺烧低挥发分煤；⑥处理过程中密切监视汽轮机胀差、轴向位移等参数，防止汽温骤降引发水冲击。4.水冷壁泄漏的典型现象及紧急处理措施？现象：①炉膛负压波动大，引风机电流上升（漏风导致需增大引风）；②给水量异常大于蒸汽流量（泄漏量越大差值越大）；③炉管泄漏检测装置报警（声波或温度测点异常）；④燃烧不稳定，火焰电视显示局部火焰发暗或有蒸汽外喷；⑤省煤器灰斗灰量增加，灰温降低（泄漏水汽进入烟气）。处理措施：①立即汇报值长，降低机组负荷至50%以下（具体根据泄漏程度），维持燃烧稳定；②加强对给水流量、主汽压力的监视，若泄漏量过大导致给水无法维持，应紧急停炉；③停炉后保留一台引风机运行，排除炉膛内蒸汽，防止受热面腐蚀；④检查确认泄漏位置（如通过听针或红外测温），隔离相关系统（关闭泄漏管段的入口联箱手动门）；⑤若泄漏导致邻炉受热面超温，需启动事故喷水或增加吹灰频次。5.汽轮机滑参数启动的主要优势及操作关键点？优势：①利用锅炉余热加热汽轮机，减少启动过程中蒸汽与金属的温差，降低热应力；②缩短启动时间（较额定参数启动缩短1-2小时），提高经济性；③汽轮机暖机充分，胀差、振动等参数更易控制；④减少启动过程中工质和热量的损失（蒸汽直接进入汽轮机做功）。操作关键点：①控制主蒸汽温升率不超过1.5-2℃/min（高压缸内缸温低于300℃时≤1℃/min），再热蒸汽温升率不超过2-2.5℃/min；②保持主汽压力与温度的匹配（过热度≥50℃），防止蒸汽带水；③根据汽轮机金属温度选择冲转参数（如高压内缸调节级处金属温度200℃时，主汽温度应高于250℃）；④冲转过程中严密监视振动（临界转速下振动≤0.1mm，过临界后≤0.03mm）、胀差（一般控制在+3mm至-1mm）、轴向位移（±0.8mm以内）；⑤升速至3000r/min后，及时投入旁路系统，维持主汽压力稳定，为并网带负荷做准备。6.DEH系统（数字电液控制系统）的主要功能模块及冗余配置要求？功能模块包括：①转速控制（冲转、升速、同期并网）；②负荷控制（给定值调整、一次调频、AGC响应）；③阀门管理（单阀/顺序阀切换、阀门流量特性修正）；④保护功能（超速保护OPC、机械超速保护AST）；⑤状态监视（油动机行程、伺服阀电流、各控制参数）。冗余配置要求：①控制器（DPU）采用双冗余，主从切换时间≤50ms；②伺服阀采用双线圈冗余，单线圈故障时仍可维持控制；③转速测点采用三取二冗余（三个独立磁阻式传感器）；④电源系统双路冗余（一路UPS，一路保安段），切换无扰动；⑤重要信号（如油动机反馈、主汽压力）采用双通道输入，经逻辑运算后输出。7.汽轮机轴封供汽压力异常（过高或过低）的现象及处理？压力过高现象：①轴封漏汽量增大，轴加水位上升（需开大轴加疏水阀）；②轴承箱油中带水（水汽沿轴封间隙进入油系统），油质乳化；③汽轮机胀差正向增大（高温蒸汽加热大轴）。压力过低现象：①轴封处吸入冷空气，导致大轴冷却收缩，胀差负向增大；②凝汽器真空下降（空气漏入），机组背压升高；③轴封冒白汽（冷空气与轴封漏汽混合后凝结）。处理措施：①压力过高时，关小轴封供汽调节阀，检查溢流阀是否自动开启（若未开则手动干预），同时检查轴加风机运行情况（确保抽汽能力）；②压力过低时，开大轴封供汽调节阀，若辅汽联箱压力不足，启动邻机供汽或投入电加热（若有），必要时切换至主蒸汽减温减压供汽；③处理过程中监视胀差变化，若胀差超过限值（如+4mm或-2mm），应暂停调整并检查原因（如轴封温度是否匹配）；④若因轴封供汽母管泄漏导致压力异常，应隔离泄漏点，切换至备用供汽源。8.凝汽器真空快速下降（5分钟内下降5kPa）的判断步骤及应急处理？判断步骤：①检查循环水系统：循环水泵电流、出口压力是否下降（可能是循泵跳闸或进口滤网堵塞）；②检查凝汽器水位：若水位高于正常（超过热井1/2），可能是凝结水泵故障或轴加疏水阀误关；③检查轴封系统：轴封供汽压力、温度是否正常（压力低或温度低会导致漏空气）；④检查真空系统严密性：真空破坏阀是否误开，真空泵电流、工作水温度是否异常（水温高影响抽气效率）；⑤查看低压缸排汽温度：若温度与真空对应关系偏离（如真空85kPa时排汽温度应≤65℃），可能是测温元件故障或蒸汽流量突变。应急处理：①若真空降至90kPa（具体值根据机组设计），启动备用真空泵；②若循环水中断（循泵全停），立即打闸停机，关闭凝汽器循环水进出口门（防止热水倒灌）；③若凝汽器满水，开启紧急放水阀（注意控制水位下降速率≤200mm/min，防止低压缸防爆门动作）；④若轴封供汽中断，迅速切换至辅汽或主汽减温减压供汽；⑤若真空降至停机值（如80kPa），确认保护动作停机，否则手动打闸，破坏真空（开启真空破坏阀），并投入盘车（转子静止后禁止投盘车）。9.发电机进相运行的限制条件及监视重点？限制条件：①发电机端部铁芯及结构件温度（一般≤120℃），进相深度受定子端部漏磁发热限制；②发电机静稳定极限（功角≤90°），进相运行时需保持系统稳定；③厂用电压（6kV母线电压≥5.8kV），防止低压保护动作；④定子电流不超过额定值（进相时定子电流可能因无功反向增加）。监视重点：①发电机定子铁芯温度（每30分钟记录一次，温差超过15℃报警）；②发电机功角（通过功角表或P-Q曲线监视，不超过70°）；③厂用6kV母线电压（低于5.8kV时需减少进相深度或退出进相）；④励磁系统运行状态（低励限制应投入，防止励磁电流过低）；⑤发电机振动（进相时电磁力变化可能引起振动增大，超过0.05mm时需调整）。10.厂用电快速切换的两种方式及适用场景？两种方式为同期捕捉切换（SFC）和残压切换（RVC）。同期捕捉切换是在工作电源跳闸后，检测母线残压与备用电源电压的相位差，当相位差小于允许值（一般20-30°）时合上备用电源，切换时间约80-150ms。适用于重要辅机（如给水泵、循环水泵），需保证切换过程中电动机转速下降较小（Δn≤10%），避免辅机失速。残压切换是在母线残压降至额定电压的60%以下（约200-300ms）时合上备用电源，此时残压与备用电源相位差较大，冲击电流较高（约2-3倍额定电流）。适用于次要辅机（如工业水泵、取样泵），允许电动机短时失电后重新启动。实际应用中，快速切换装置需根据母线残压衰减特性（与辅机类型、容量有关）选择切换方式，重要母线优先采用同期捕捉切换，次要母线采用残压切换或延时切换。11.主变压器冷却器全停的处理流程及注意事项？处理流程：①立即检查冷却器全停原因（如电源故障、控制回路保险熔断、冷却器控制箱失电）；②若冷却器电源失去，切换至备用电源（如工作电源I段转II段），恢复冷却器运行；③若控制回路故障（如PLC程序死机），手动启动冷却器（通过就地控制按钮）；④若30分钟内无法恢复冷却器运行，按主变过负荷曲线降低负荷（额定容量的70%运行30分钟，50%运行1小时）；⑤若60分钟内仍无法恢复，申请将主变退出运行。注意事项：①监视主变上层油温（≤85℃时可继续运行，≥95℃时立即跳闸）；②检查主变声音、油位是否正常（油位下降可能是漏油，需补油）；③禁止对主变进行调压操作（有载分接开关动作会增加损耗）；④若冷却器全停同时伴有瓦斯保护信号，应立即停运主变（可能内部故障）。12.发变组差动保护与瓦斯保护的区别及动作后果？区别：①保护范围：差动保护反映发电机、变压器及引出线的相间短路、匝间短路（需两侧电流差）；瓦斯保护反映变压器内部轻微故障（轻瓦斯）和严重故障（重瓦斯），如铁芯过热、绕组局部放电、油面降低。②动作原理：差动保护基于基尔霍夫电流定律（流入等于流出），通过比较各侧CT电流差值；瓦斯保护基于变压器内部故障时产生气体（轻瓦斯）或油流冲击（重瓦斯）。③灵敏度：瓦斯保护对变压器内部轻微故障更灵敏（如0.5%匝间短路即可动作）；差动保护对外部故障更有效（如引出线三相短路）。动作后果：①差动保护动作跳开发变组出口开关、灭磁开关，关闭主汽门（汽轮机跳闸），联跳厂用工作电源；②轻瓦斯保护发信号，提示检查油位、气体成分（取气分析是否为空气、氢气或烃类气体）；③重瓦斯保护动作与差动保护相同，但优先于差动保护（内部故障时瓦斯先动作）。13.DCS系统冗余配置的常见方式及单点故障处理原则？常见冗余方式：①控制器冗余（双DPU热备，主从切换时输出保持）；②电源冗余（双路24VDC电源，单路失电不影响输出）；③通信总线冗余（双冗余Profibus或Modbus总线，单总线故障时切换至备用）；④I/O模块冗余（重要信号如主汽压力、水位采用双通道输入，经逻辑运算后输出）。单点故障处理原则：①非冗余信号故障（如某温度测点跳变）：通过坏点检测（信号超量程或变化率异常）标记为无效，维持最后有效值或切换至备用测点；②冗余信号单通道故障：切除故障通道，保留正常通道信号（如三取二逻辑中切除一个坏点，采用剩余两点）；③控制器单DPU故障：自动切换至备用DPU，同时检查故障DPU（如重启或更换），切换过程中不允许修改控制逻辑；④电源单路故障：检查失电原因（保险熔断或电缆松动），恢复后切换至双电源供电，禁止长期单电源运行。14.汽包水位三冲量调节系统的组成及各冲量作用？三冲量由汽包水位（主冲量）、蒸汽流量（前馈冲量）和给水流量（反馈冲量）组成。主冲量反映汽包实际水位，是调节的最终目标（设定值与实际值的偏差作为PID输入）；蒸汽流量作为前馈冲量，用于补偿“虚假水位”（如负荷突增时水位先升后降，前馈信号提前增加给水量）；给水流量作为反馈冲量，用于消除给水压力波动（如给水泵转速变化导致流量变化）对水位的影响。实际调节中，蒸汽流量与给水流量的差值（ΔF=F汽-F给）作为补偿信号，与水位偏差共同输入PID控制器，输出调节给水调节阀开度。三冲量系统较单冲量（仅水位）可提前10-20秒响应负荷变化，较双冲量（水位+蒸汽流量）可修正给水侧扰动，将水位波动控制在±30mm以内（单冲量为±50mm）。15.炉膛压力保护的触发条件及动作逻辑？触发条件（以600MW超临界锅炉为例）：①炉膛压力高Ⅲ值（+2500Pa）：延时2秒；②炉膛压力低Ⅲ值（-3000Pa）：延时2秒；③引风机全停（两台引风机均跳闸）；④送风机全停（两台送风机均跳闸）。动作逻辑：①触发任一条件后，立即发出MFT（主燃料跳闸）指令，切断所有燃料（煤、油、燃气）；②关闭所有磨煤机出口门、给煤机，停运一次风机；③保持一台引风机和一台送风机运行（若未全停），维持炉膛通风（风量≥30%BMCR）；④联动关闭过热器、再热器减温水电动门（防止汽温骤降）；⑤触发声光报警，在DCS画面显示具体触发原因（如“炉膛压力高Ⅲ”或“送风机全停”）。16.CCS协调控制系统的主要控制模式及切换原则？主要控制模式：①机炉协调模式（CCS）：锅炉调节主汽压力，汽轮机调节负荷，两者共同响应AGC指令（负荷变化率≤3%/min）；②锅炉跟随模式（BF）：汽轮机调节主汽压力（维持压力稳定），锅炉调节负荷