(2025年)集控运行考试及答案

(2025年)集控运行考试及答案一、单项选择题（每题2分，共20分）1.超超临界机组锅炉启动过程中，当分离器出口温度达到420℃时，应重点监测的参数是（）。A.过热器减温水量B.水冷壁壁温偏差C.再热器压力D.空预器电流答案：B（超超临界锅炉转干态后，水冷壁由两相流转为单相流，壁温偏差易因流量分配不均或热负荷不均扩大，需重点监控避免超温）2.汽轮机轴封系统投运时，若高压缸轴封供汽温度高于金属温度100℃，最可能导致的后果是（）。A.轴封漏汽量增大B.转子热应力超限C.轴承振动突增D.凝汽器真空下降答案：B（轴封供汽温度过高会使转子局部受热膨胀，产生较大热应力，严重时导致弯曲变形）3.发电机定子冷却水导电率超过0.5μS/cm时，应优先采取的措施是（）。A.增大补水量B.切换离子交换器C.降低冷却水温D.停运定子冷却泵答案：B（离子交换器可直接降低冷却水导电率，增大补水量可能导致水质波动，需优先投用备用树脂罐）4.循环水泵出口液控蝶阀关闭至30°时卡涩，此时应（）。A.立即停运循环水泵B.维持蝶阀开度继续运行C.手动强制关闭蝶阀D.开启旁路阀泄压答案：A（蝶阀未完全关闭时，循环水可能倒灌导致水泵倒转，需紧急停运避免设备损坏）5.锅炉低负荷运行时，减少一次风量的主要目的是（）。A.降低排烟温度B.提高燃烧稳定性C.减少磨煤机功耗D.降低NOx排放答案：B（低负荷时煤粉浓度低，减少一次风量可提高煤粉气流着火温度，防止脱火）6.汽轮机EH油系统压力降至9.5MPa时，保护动作的是（）。A.关闭所有调节汽门B.联动备用EH油泵C.跳机保护触发D.开启蓄能器卸荷阀答案：B（EH油压力低一值联动备用泵，低二值才会触发跳机，9.5MPa为常见一值设定）7.空预器电流波动大且伴随摩擦声，最可能的原因是（）。A.密封片磨损B.传热元件积灰C.导向轴承损坏D.扇形板卡涩答案：C（轴承损坏会导致转子转动不平稳，电流波动并产生异音；密封片磨损主要影响漏风率）8.发电机进相运行时，需重点监视的参数是（）。A.定子电压B.转子电流C.机端无功D.定子铁芯温度答案：D（进相运行时，发电机端部漏磁增加，铁芯和端部绕组易过热，需监测温度）9.锅炉MFT动作后，若炉膛压力持续正偏超5kPa，应立即（）。A.开启所有二次风门B.启动引风机增大出力C.检查火检信号D.关闭所有燃料切断阀答案：A（MFT后炉膛压力高需快速通风，开启二次风门可增大引风抽吸能力，避免爆燃风险）10.凝结水泵变频运行时，若凝汽器水位突降150mm，应优先（）。A.降低凝结水泵转速B.开启凝结水再循环C.检查补水调门D.切换至工频运行答案：C（水位突降可能是补水不足或泄漏，需先确认补水调门开度及除盐水压力，避免盲目调整转速）二、填空题（每空1分，共20分）1.超超临界锅炉启动系统中，汽水分离器正常运行时处于（干态）模式，此时储水箱水位应维持在（最低可见）液位以下。2.汽轮机冲转过程中，过临界转速时应（快速通过），严禁（停留），振动值超过（0.12mm）应立即打闸。3.发电机并列时，要求电压差不超过（5%），频率差不超过（0.2Hz），相位角差不超过（10°）。4.锅炉燃烧调整中，过量空气系数过大会导致（排烟热损失增加），过小会导致（化学不完全燃烧损失增加）。5.循环水系统正常运行时，凝汽器水侧压力应（低于）汽侧压力，防止（冷却水漏入凝汽器）污染凝结水。6.EH油系统中，伺服阀的作用是将（电信号）转换为（液压信号），控制调节汽门开度。7.空预器漏风率每增加1%，锅炉效率约降低（0.2%~0.3%），主要影响（排烟热损失）和（风机电耗）。8.汽轮机轴瓦乌金温度报警值一般为（90℃），跳闸值为（110℃），回油温度报警值为（70℃）。三、简答题（每题8分，共40分）1.简述锅炉启动过程中“干湿态转换”的操作要点。答：①转换前确认水冷壁各管屏壁温偏差＜50℃，过/再热器受热面无超温；②逐步增加燃料量，控制分离器出口过热度在10~20℃；③缓慢关闭储水箱疏水阀，同时调整给水泵转速维持中间点压力稳定；④注意监视主汽压力变化率（≤1.5MPa/min），避免汽温突降；⑤转换完成后，切换给水控制由“煤水比”主导，投入过热汽温自动调节。2.汽轮机发生水冲击的现象及处理措施。答：现象：主/再热汽温急剧下降（10min内降50℃以上），汽机轴封处冒白汽或溅水，振动增大，推力瓦温及回油温度升高，机内有金属摩擦声，差胀向负方向显著变化。处理：①立即破坏真空紧急停机；②开启主/再热蒸汽管道、抽汽管道疏水阀；③检查推力轴承温度及轴向位移，记录惰走时间；④停机后投入盘车，若盘车电流大或卡涩，禁止强行盘车，需自然冷却后重新试投。3.发电机定子绕组漏水的判断方法及应急处理。答：判断方法：①定子冷却水流量异常增大（＞额定值10%）；②定子水箱补水量频繁增加；③定子绕组温度局部升高；④发电机内氢气湿度超标（＞4g/m³）；⑤检漏仪报警或端盖处有滴水。应急处理：①确认漏水部位，若为外部管道泄漏，隔离泄漏段并切换至备用冷却器；②若为绕组内部泄漏，立即减负荷至50%以下，维持定子水压低于氢压（0.05~0.1MPa）；③严密监视定子线棒温度，若温度超100℃或漏水量增大，紧急解列发电机；④停机后进行水压试验（0.7MPa）查找漏点，更换或修补漏水绕组。4.锅炉低氮燃烧器调整时需注意的关键参数及控制目标。答：关键参数：①一次风粉浓度（1.2~1.5kg/kg）；②燃烧器区域过量空气系数（0.8~0.9）；③燃尽风（OFA）开度（30%~50%）；④各层二次风门配风比例（下二次风＞上二次风）；⑤炉膛出口氧量（3%~4%）。控制目标：NOx排放≤50mg/Nm³（6%O₂），同时保证飞灰可燃物＜5%，避免水冷壁高温腐蚀（壁温＜450℃），防止燃烧器区域结焦（灰熔点＞1350℃）。5.凝结水系统失压的原因及恢复步骤。答：原因：①凝结水泵跳闸且备用泵未联动；②凝结水管道破裂或阀门误关；③凝结水泵入口滤网堵塞；④凝汽器热井水位低（＜300mm）；⑤变频器故障导致泵出力突降。恢复步骤：①确认失压原因，若为泵跳闸，立即手动启动备用泵；②若管道泄漏，隔离泄漏段并开启凝结水再循环门维持母管压力；③若水位低，全开补水调门并启动补水泵，必要时开启凝补水箱至凝汽器旁路；④若滤网堵塞，切换至备用滤网并清理；⑤恢复过程中监视除氧器水位（＞1500mm），防止给水泵汽化；⑥压力恢复后，逐步恢复凝结水用户（优先轴封加热器、低加），避免管道水锤。四、案例分析题（每题10分，共20分）案例1：某350MW超临界机组运行中，锅炉主汽压力23.5MPa（额定25.4MPa），主汽温度565℃（额定571℃），汽轮机负荷280MW，突然出现“炉膛压力高Ⅲ值”报警（+3kPa），MFT保护动作，所有燃料切断。试分析可能原因及后续处理。答：可能原因：①引风机跳闸或静叶误关导致抽力不足；②制粉系统故障（如给煤机断煤）引起燃烧突然增强；③锅炉尾部烟道二次燃烧（空预器或省煤器积粉复燃）；④炉膛掉大焦（水冷壁结焦块脱落扰动火焰）；⑤脱硫系统GGH堵塞导致烟阻增大。后续处理：①确认MFT动作首出原因（检查引风机电流、静叶开度、给煤机状态）；②开启所有二次风门、过/再热器疏水阀，维持炉膛通风（30%~40%额定风量）5min以上；③检查火检探头、油枪/煤阀是否全关，防止燃料漏入；④若因掉焦引起，待炉膛冷却后检查水冷壁有无损坏；⑤若因引风机故障，启动备用引风机并调整静叶开度至30%，逐步恢复通风；⑥通风结束后，进行炉膛吹扫（满足“吹扫允许”条件），重新点火前确认燃油压力、火检信号正常；⑦恢复过程中控制升温升压速率（主汽温≤2℃/min，压力≤0.3MPa/min），避免受热面超温。案例2：某660MW机组并网运行，发电机有功450MW，无功-80Mvar（进相运行），突然发“定子铁芯温度高”报警（局部测点达120℃，正常＜100℃），同时定子电压19.8kV（额定20kV），机端电流12.5kA（额定19.2kA）。试分析原因及处理措施。答：原因分析：①进相深度过大（无功＜-50Mvar）导致端部漏磁增强，铁芯涡流损耗增加；②定子绕组端部压指松动，引起局部漏磁集中；③铁芯叠片间绝缘损坏（硅钢片短路），产生环流发热；④定子冷却水流量不足（＜80t/h）或堵塞，冷却效果下降；⑤发电机出口电压偏低（＜19.5kV），需增大进相深度维持系统电压，加剧发热。处理措施：①立即减少进相深度（增加无功至-30Mvar以上），必要时退出进相运行；②检查定子冷却水流量、压力（正常0.5MPa）及导电率（＜0.5μS/cm）