2025年高频火力电厂面试题及答案

2025年高频火力电厂面试题及答案1.请简述火力发电厂汽水系统的主要流程及各环节的核心控制参数。汽水系统流程：锅炉给水经给水泵升压后进入省煤器预热，进入汽包后通过下降管至水冷壁吸收炉膛热量，部分水汽化为汽水混合物返回汽包，经汽水分离器分离后饱和蒸汽进入过热器，加热成规定温度和压力的过热蒸汽，驱动汽轮机做功；做功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水，经凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水泵重新进入锅炉，形成闭式循环。核心控制参数：主蒸汽压力（超超临界机组一般25-31MPa）、主蒸汽温度（600-620℃）、再热蒸汽温度（与主汽温度匹配）、凝汽器真空度（通常-95kPa至-102kPa）、给水温度（根据机组容量不同，超超临界机组约290-320℃）、汽水品质（如炉水pH值9.0-9.6，电导率＜0.3μS/cm）。2.当DCS系统出现部分画面黑屏时，运行人员应如何应急处理？首先保持冷静，立即确认黑屏范围：若仅局部监控画面失效（如某辅机参数），切换至备用操作站或硬手操面板操作，同时联系热控人员排查；若涉及关键参数（如主汽压力、锅炉水位），需启动就地监视，指派专人到现场读取就地压力表、水位计数据，与DCS冗余测点比对确认；若DCS整体通讯中断，按紧急停机预案执行：手动触发汽轮机跳闸（AST）、锅炉MFT（主燃料跳闸），确认各主汽门、调门关闭，投入锅炉炉膛吹扫，密切监视就地水位、油压、温度等关键参数，禁止依赖DCS操作。处理过程中需全程录音，记录各时间节点操作，恢复后与热控人员共同分析故障原因（如交换机故障、电源模块失电），完善DCS冗余配置。3.锅炉MFT动作后，需重点检查哪些设备状态？如何判断是否具备热态启动条件？MFT动作后重点检查：①所有燃料切断（油枪、给煤机、磨煤机全停，燃油快关阀关闭）；②火检无火焰信号；③炉膛压力在安全范围（-500Pa至+300Pa）；④送引风机正常运行，维持炉膛吹扫风量（30%-40%额定风量）；⑤汽轮机已跳闸（转速下降，主汽门关闭）；⑥汽包水位正常（维持在-50mm至+50mm，避免满水或缺水）。热态启动条件：①锅炉金属温度（如过热器壁温）高于主蒸汽压力对应的饱和温度50℃以上；②汽轮机高压缸第一级金属温度高于200℃（具体值根据机组设计）；③燃油系统、制粉系统无故障，油枪可随时投用；④汽水品质合格（尤其是过热蒸汽电导率＜0.2μS/cm）；⑤炉膛无积粉、积油，吹扫完成（通常需5分钟以上）。4.汽轮机轴瓦温度突然升高至95℃（报警值90℃，跳闸值110℃），应如何排查原因并处理？排查步骤：①检查润滑油压（正常0.1-0.15MPa）、油温（35-45℃），若油压降低可能为油泵故障、油滤网堵塞，油温高可能是冷油器冷却水量不足或换热管结垢；②确认轴瓦振动（若振动同时增大，可能是转子动平衡破坏、轴瓦间隙过大）；③检查轴瓦回油温度（若回油温度＞70℃，可能是轴瓦乌金磨损、供油不足）；④查看历史趋势，是否因负荷骤变导致轴向推力增大（可通过推力瓦温度辅助判断）；⑤就地倾听轴瓦是否有异常摩擦声。处理措施：若油压降低，启动备用油泵，清理油滤网；若油温高，增大冷油器冷却水流量或切换备用冷油器；若振动异常，减负荷至振动下降，必要时打闸停机；若确认轴瓦磨损，立即停机检查乌金面，测量轴瓦间隙（一般为轴颈的0.15%-0.2%），超标需重新刮研。5.请说明火电厂超低排放改造后，脱硫、脱硝、除尘系统的主要控制指标及常见故障处理。控制指标：SO₂≤35mg/Nm³（基准含氧量6%），NOx≤50mg/Nm³，粉尘≤5mg/Nm³。脱硫系统常见故障：吸收塔pH值异常（低于5.0可能是石灰石供浆不足，高于6.5可能是供浆过量，需调整给浆泵频率）；石膏脱水困难（可能因石膏过饱和度高，需增大氧化风量或延长停留时间）。脱硝系统常见故障：氨逃逸超标（＞3ppm，可能是喷氨量过大或催化剂失效，需优化喷氨格栅流量分配，检查催化剂活性）；反应器压差大（可能是催化剂堵塞，需停机清理或更换）。除尘系统常见故障：布袋除尘器差压高（可能是布袋结露糊袋，需提高烟温至酸露点以上；或清灰周期过长，需调整脉冲阀频率）；电除尘电场跳闸（可能是极板积灰短路，需停电场振打，检查阴极线是否断裂）。6.如何通过调整燃烧降低锅炉飞灰含碳量？需注意哪些安全风险？调整措施：①优化煤粉细度（R90控制在15%-20%，根据煤种调整），过粗煤粉燃烧不充分；②合理配风（降低过量空气系数至1.15-1.25，避免氧含量过高导致排烟热损失增加），保证二次风与煤粉混合均匀；③控制一次风速（22-28m/s），过低易堵管，过高煤粉在炉内停留时间短；④稳定燃烧器区域温度（保持炉膛出口烟温＜1100℃，避免结焦），可通过摆动燃烧器角度或投停上层/下层磨煤机调整；⑤掺烧高挥发分煤种，提高燃烧初期反应速率。安全风险：煤粉细度太细可能导致制粉系统爆炸（需控制磨煤机出口温度＜70℃，CO浓度＜500ppm）；过量空气系数过低可能引起缺氧燃烧，产生CO积聚（炉膛CO浓度应＜500ppm）；燃烧器摆角过大可能导致水冷壁局部超温（需监视各管壁温＜580℃）。7.请描述600MW超临界机组启动过程中，干湿态转换的关键操作及注意事项。干湿态转换发生在锅炉蒸发量达到30%-40%BMCR（约200-260t/h）时，由湿态（汽水分离器带水位）转为干态（分离器无水位，工质全部变为过热蒸汽）。关键操作：①缓慢增加燃料量（投运第四台磨煤机），同时控制给水量（保持给煤量与给水量比例1:4-1:5）；②当分离器出口蒸汽过热度＞10℃时，逐渐关闭疏水阀，开启过热器减温水；③调整汽机调门开度，维持主汽压力稳定（从9-10MPa升至16-18MPa）；④监视各受热面壁温（尤其是水冷壁螺旋管圈，温升速率≤1.5℃/min）。注意事项：①避免燃料量突增导致转换过快，引发主汽温度大幅波动（控制温变率＜2℃/min）；②转换过程中保持给水泵最小流量阀开启，防止泵汽化（流量＞300t/h）；③若出现分离器水位波动（如“虚假水位”），需结合给水量与蒸汽流量差（Δ=给水流量-主汽流量）判断，Δ＞50t/h时应减少给水；④转换完成后，及时切换至“煤水比”控制模式，避免依赖减温水调节温度（减温水量应＜10%总给水量）。8.简述火电厂电气系统中，发电机出口PT断线的现象、危害及处理方法。现象：DCS显示发电机电压、有功/无功功率大幅波动或归零，励磁调节装置（AVR）可能报“PT断线”故障，定子电压表、频率表指示异常。危害：AVR失去电压反馈可能误强励（导致转子过流），或切换至恒电流模式（无法稳定机端电压）；电度表计量失准；保护装置（如低励、过压保护）可能误动。处理方法：①确认PT二次保险是否熔断（更换前测量二次电压，排除短路）；②检查PT二次回路接线（重点端子排、切换开关），用万用表测量开口三角电压（正常≤3V）；③若为一次侧故障（如PT本体绝缘击穿），立即将发电机解列，退出PT进行绝缘测试（用2500V兆欧表测一次绕组＞1000MΩ，二次绕组＞100MΩ）；④处理期间，将AVR切至手动模式，密切监视转子电流（不超过额定值105%），通过调整励磁电流维持机端电压；⑤通知继保人员校验相关保护（如失磁保护、阻抗保护），避免误动作。9.如何开展火力发电厂的节能诊断？请列举3项可实施的节能改造措施。节能诊断步骤：①数据采集（连续72小时记录主汽参数、厂用电率、煤耗、各辅机单耗）；②指标对标（与设计值、同类型机组最优值对比，如供电煤耗差＞5g/kWh需重点分析）；③设备效能评估（计算锅炉效率＜93%可能是漏风率高，汽轮机热耗率＞7800kJ/kWh可能是通流部分效率低）；④系统优化分析（如凝结水系统阻力大、循环水泵与凝汽器匹配不佳）。改造措施：①汽轮机通流部分改造（更换高效动叶、静叶，减少级间漏汽，可降低热耗150-200kJ/kWh）；②引风机、一次风机变频改造（负荷率＜70%时，电耗降低30%-40%，厂用电率下降0.3%-0.5%）；③锅炉空预器密封改造（采用接触式柔性密封，降低漏风率至5%以下，减少排烟热损失1%-2%）；④循环水系统优化（加装节能型喷嘴，提高凝汽器换热效率，真空度提升1-2kPa，煤耗降低2-3g/kWh）。10.当发生锅炉尾部烟道二次燃烧时，应如何快速判断并采取应急措施？快速判断：①烟道各段烟温异常升高（空预器入口＞300℃，出口＞200℃）；②炉膛负压剧烈波动（先正后负）；③烟囱冒黑烟，严重时烟道防爆门动作；④空预器电流增大（因受热变形卡涩）。应急措施：①立即停止所有燃料供应（触发MFT），关闭所有烟气挡板（送引风机入口挡板、二次风挡板），隔绝空气；②投入烟道灭火系统（蒸汽或水喷雾，注意空预器温度＞500℃时禁止直接喷水，防止变形）；③开启空预器消防水（若为回转式），保持空预器转动（避免卡涩）；④监视各段烟温，待温度降至正常（＜150℃）且稳定1小时后，缓慢开启挡板通风；⑤检查空预器蓄热元件（若烧损面积＞10%需更换）、受热面管子（是否变形、爆管）。处理过程中禁止开启人孔门（防止空气进入加剧燃烧），若空预器卡涩无法转动，应手动盘车直至冷却。11.请说明火电厂“两票三制”的具体内容及执行中的常见问题与改进措施。“两票”：工作票（电气第一种、第二种工作票，热力机械工作票等）、操作票；“三制”：交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制。常见问题：①工作票签发人与工作负责人为同一人（违反监护分离原则）；②操作票跳项、漏项（如未核对设备双重名称）；③交接班记录不规范（遗漏异常工况处理进展）；④巡回检查路线不合理（重点设备如高加、给水泵检查间隔过长）；⑤定期试验未按周期执行（如柴油发电机月度启动试验推迟）。改进措施：①推行电子票系统（自动校验工作票等级、操作步骤逻辑）；②实施“唱票复诵”制度（操作人读票，监护人确认后执行）；③制定标准化交接班清单（包含设备状态、异常处理、调度指令）；④采用智能巡检系统（通过RFID或蓝牙定位，记录巡检时间、测点数据）；⑤建立试验轮换台账（设置预警提醒，未执行项纳入绩效考核）。12.面对“双碳”目标，火力发电厂在2025年及未来应重点发展哪些技术？请结合实际说明。重点技术方向：①煤电与储能耦合（配置10%-20%容量的磷酸铁锂储能，用于调峰时快速响应，提升机组调峰深度至20%BMCR）；②煤电机组灵活性改造（增设旁路系统、优化低负荷稳燃技术，最低稳燃负荷降至30%以下，满足电网调峰需求）；③二氧化碳捕集（CCUS）示范（采用MEA胺法捕集，捕集率＞90%，年捕集量10万吨级，