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.下列关于可再生能源电力消纳的关键制约因素，表述错误的是：A.电网调峰能力不足B.储能设施配套率低C.可再生能源发电成本过高D.跨区域电力输送通道容量受限2.依据《氢能产业标准体系建设指南（2024版）》，“绿氢”的定义是：A.由化石能源制得的氢气B.由工业副产煤气提纯制得的氢气C.由可再生能源电解水制得的氢气D.由核能高温热解水制得的氢气3.某电化学储能电站采用磷酸铁锂电池，其能量密度通常为：A.50-80Wh/kgB.120-180Wh/kgC.200-250Wh/kgD.300-350Wh/kg4.智能电网中，“需求响应”技术的核心目标是：A.提高发电设备利用率B.优化用户侧用电行为以匹配电网负荷C.降低输电网线损D.提升新能源发电预测精度5.燃气-蒸汽联合循环机组的发电效率通常可达：A.30%-35%B.40%-45%C.55%-62%D.70%-75%6.光伏组件的“温度系数”表示：A.组件温度每升高1℃，开路电压的变化率B.组件温度每升高1℃，短路电流的变化率C.组件温度每升高1℃，最大功率的变化率D.组件温度每升高1℃，填充因子的变化率7.风电机组的“低电压穿越（LVRT）”能力要求中，当并网点电压跌至20%额定电压时，机组需保持并网运行的最短时间为：A.0.1sB.0.5sC.1.0sD.2.0s8.下列关于压缩空气储能系统的表述，正确的是：A.需依赖大型储气洞穴（如盐穴）B.能量转换效率高于锂离子电池储能C.适用于秒级快速调频场景D.放电功率受环境温度影响小9.依据《新型电力系统发展蓝皮书（2024）》，2030年前新型电力系统的核心特征是：A.高比例可再生能源与高比例电力电子设备“双高”B.源网荷储一体化与多能互补“双轮”C.数字化与智能化“双驱”D.低碳化与安全化“双基”10.燃煤电厂碳捕集（CCUS）系统中，“吸收剂再生”环节的主要能耗来源是：A.电能（用于压缩机）B.热能（用于解吸塔加热）C.化学能（用于吸收剂分解）D.机械能（用于泵类输送）二、简答题（共5题，每题8分，共40分）1.简述光伏组件温度系数对发电效率的影响机制，并说明在高温地区设计光伏电站时需采取的应对措施。2.风电机组低电压穿越（LVRT）技术的核心目标是什么？列举实现该目标的3项关键技术。3.电化学储能系统的安全设计需重点关注哪些环节？请从电池本体、系统集成、运行管理三个层面说明。4.综合能源系统中“多能互补”的典型实现路径有哪些？举例说明其在工业园区中的应用场景。5.燃煤电厂实施碳捕集（CCUS）改造时，需重点评估哪些技术经济指标？请列出5项并简要解释。三、案例分析题（共2题，每题20分，共40分）案例1：某风电场弃风问题分析某位于西北平原地区的200MW风电场（安装50台4MW机组），2024年实际年利用小时数为1800h，低于设计值2200h。经初步排查，电网调度记录显示该区域同期风电出力受限时段占比为25%，其余时段机组运行正常。问题：（1）分析导致该风电场利用小时数偏低的可能原因（至少4项）；（2）提出针对性的解决方案（至少3项）。案例2：光伏电站效率衰减超标诊断某100MW光伏电站投运1年后，实测发电效率较初始值衰减5%（行业平均首年衰减约2%）。电站采用单晶PERC组件（质保首年衰减≤2.5%），逆变器效率98.5%（设计值），支架为固定倾角（30°），当地年平均日照小时数1300h（与设计一致）。问题：（1）列出可能导致效率衰减超标的设备级原因（至少4项）；（2）提出需开展的检测项目（至少3项）及对应的排查方法。答案一、单项选择题1.C（可再生能源发电成本已降至与传统能源相当，消纳制约主要来自电网灵活性不足）2.C（绿氢定义为利用可再生能源电解水制氢）3.B（磷酸铁锂电池能量密度通常为120-180Wh/kg）4.B（需求响应通过调节用户用电行为匹配电网负荷波动）5.C（燃气-蒸汽联合循环效率可达55%-62%）6.C（温度系数指温度每升高1℃，最大功率的变化率，通常为负值）7.D（LVRT要求电压跌至20%时保持并网2.0s）8.A（压缩空气储能需依赖大型储气设施，如盐穴）9.A（2030年前“双高”是核心特征）10.B（吸收剂再生需加热解吸，热能消耗占比超70%）二、简答题1.影响机制：光伏组件的温度系数通常为负值（约-0.3%/℃~-0.5%/℃），温度升高会导致组件开路电压下降，进而使最大功率点功率降低。高温地区组件实际工作温度可能比环境温度高20-30℃，导致发电效率显著下降。应对措施：①选择低温度系数的组件（如HJT组件，温度系数约-0.25%/℃）；②优化支架设计，增加组件底部通风间隙（如采用高支架或镂空设计）；③局部加装被动冷却装置（如相变材料散热片）；④调整逆变器MPPT（最大功率点跟踪）策略，动态补偿温度对电压的影响。2.核心目标：在电网电压跌落时，风电机组不脱网，持续向电网提供无功支撑，帮助电网电压恢复，保障系统稳定。关键技术：①变流器低电压穿越控制策略（如crowbar保护电路、无功电流注入）；②发电机电磁暂态特性优化（如双馈电机转子侧变流器的快速响应）；③储能装置辅助（如在变流器直流侧配置小容量超级电容，稳定直流母线电压）。3.安全设计环节：-电池本体：选用本征安全的电池体系（如磷酸铁锂），优化正负极材料配比，提高热失控温度（≥200℃）；-系统集成：采用多级保护（过压/过流/过温保护），配置消防系统（全氟己酮气体灭火），设计电池舱防爆泄压结构；-运行管理：建立电池健康状态（SOH）在线监测系统，设置热失控预警阈值（如温差＞5℃/min触发报警），定期进行电池一致性检测（如内阻、容量分选）。4.典型路径：①电-热-冷联供（如燃气轮机发电+余热锅炉供蒸汽+吸收式制冷机供冷）；②可再生能源与储能互补（如光伏+储能平抑出力波动）；③工业余能回收（如钢铁厂高炉煤气发电+蒸汽梯级利用）。工业园区应用：某化工园区建设“光伏+燃气三联供+储能”系统：白天光伏优先供电，多余电量储存；夜间燃气轮机发电并利用余热为园区供热，储能放电补充调峰，实现电、热、冷负荷的多能协同供应，综合能效提升至85%以上。5.技术经济指标：①捕集效率（单位时间捕集CO₂量与烟气中CO₂总量的比值，需≥90%）；②能耗增量（捕集系统单位CO₂能耗，如3GJ/tCO₂以下）；③投资成本（元/千瓦，需控制在1500-2000元/kW）；④运行成本（元/tCO₂，包括吸收剂损耗、能耗等，目标＜300元/t）；⑤碳减排量（改造后年CO₂减排量，需与机组发电量、煤耗挂钩核算）。三、案例分析题案例1（1）可能原因：①电网送出通道容量不足（该区域风电装机增长快于电网建设，导致部分时段限电）；②风电场功率预测精度低（预测误差大，调度为保障电网安全限制出力）；③机组可利用率偏低（如部分机组因故障停机，未完全统计在“运行正常”时段）；④风资源评估偏差（实际年平均风速低于设计值，导致理论发电量低于预期）；⑤无功补偿装置配置不足（电压越限导致被迫降功率运行）。（2）解决方案：①推动电网扩容（与电网公司协商建设第二回送出线路，提升外送能力）；②升级功率预测系统（引入数值天气预报+机器学习模型，将预测误差从15%降至10%以内）；③加强设备运维（建立状态监测系统，提前诊断齿轮箱、变流器等关键部件故障，提升可利用率至98%以上）；④优化无功配置（加装SVG动态无功补偿装置，保障并网点电压稳定）；⑤参与辅助服务（通过调峰、调频交易，在限电时段获取补偿收益）。案例2（1）设备级原因：①组件隐裂（运输或安装过程中受机械应力导致内部电池片裂纹，影响电流输出）；②组件PID（电势诱导衰减）：接地不良或组件负极对边框电压过高，导致电池片表面钝化层失效；③逆变器MPPT跟踪失效（部分组串因阴影或衰减不一致，逆变器无法同时跟踪所有组串的最大功率点）；④汇流箱接触电阻过大（接线端子氧化或松动，导致组串电流传输损耗增加）；⑤组件背板老化（紫外线照射导致背板开裂，水汽渗入引起电池片腐蚀）。（2）检测项目及方法：①组件EL（电致发光）检测：使用EL检测仪在暗环境下拍摄组件图像，识别隐裂、断栅等缺陷