国信电厂笔试题及答案题库

国信电厂笔试题及答案题库1.火力发电厂生产过程中，能量转换的基本流程是（）A.化学能→热能→机械能→电能B.化学能→机械能→热能→电能C.热能→化学能→机械能→电能D.机械能→热能→化学能→电能答案：A解析：火力发电的核心逻辑是燃料在锅炉中燃烧释放化学能，将水加热为高温高压蒸汽，实现化学能到热能的转换；蒸汽推动汽轮机旋转，将热能转化为机械能；汽轮机带动发电机转子切割磁感线，最终将机械能转换为电能，因此能量转换流程为化学能→热能→机械能→电能。2.锅炉本体的核心受热面中，负责吸收炉膛火焰辐射热量，将水加热为饱和蒸汽的部件是（）A.省煤器B.水冷壁C.过热器D.再热器答案：B解析：省煤器布置在锅炉尾部烟道，利用烟气余热加热锅炉给水，属于预热部件；水冷壁布置在炉膛四周，直接吸收炉膛内高温火焰的辐射热，使水冷壁管内的水蒸发为饱和蒸汽，是锅炉主要的蒸发受热面；过热器的作用是将饱和蒸汽加热为具有额定温度的过热蒸汽；再热器则是将汽轮机高压缸做功后的蒸汽重新加热，提升温度后送入中低压缸继续做功。3.煤粉锅炉一次风的主要作用是（）A.输送并干燥煤粉，提供煤粉燃烧初期的氧气B.混合扰动火焰，补充燃烧后期所需氧气C.冷却炉膛壁面，防止结渣D.降低烟气温度，减少氮氧化物生成答案：A解析：一次风由一次风机输送，与煤粉混合后携带煤粉进入炉膛，同时在输送过程中干燥煤粉，并且提供煤粉着火阶段所需的氧气；二次风是单独送入炉膛的空气，主要作用是与着火后的煤粉充分混合，补充燃烧中后期的氧气，同时强化火焰扰动，提升燃烧效率；冷却炉膛壁面是水冷壁的功能，降低氮氧化物生成通常通过低氮燃烧器、分级送风等技术实现，均不属于一次风的核心作用。4.煤粉细度R90的含义是（）A.煤粉通过孔径90μm筛子的质量占比B.煤粉留在孔径90μm筛子上的质量占比C.煤粉中粒径小于90μm的颗粒体积占比D.煤粉中粒径大于90μm的颗粒体积占比答案：B解析：煤粉细度是表征煤粉颗粒大小的指标，R90指的是煤粉样品经过孔径为90μm的标准筛筛分后，残留在筛子上的煤粉质量占总样品质量的百分比，数值越大说明煤粉越粗，反之则煤粉越细。5.锅炉运行中发生“四管泄漏”时，最先出现的现象通常是（）A.炉膛负压变小或变正B.蒸汽温度急剧上升C.给水流量不正常地大于蒸汽流量D.引风机电流增大答案：C解析：四管指水冷壁、过热器、再热器、省煤器，这四类受热面发生泄漏时，管内的水或蒸汽会漏入烟道，此时为了维持汽包水位（汽包炉）或给水流量稳定，给水系统会自动加大给水供应量，因此首先会出现给水流量明显大于同负荷下的正常蒸汽流量的现象；炉膛负压变化、引风机电流增大属于泄漏发展后的后续现象，蒸汽温度变化则根据泄漏位置不同可能上升或下降，不是最先出现的共性特征。6.自然循环锅炉的水循环动力来自于（）A.给水泵的压头B.水冷壁内汽水混合物与下降管内水的密度差C.汽水分离器的离心力D.引风机的抽吸作用答案：B解析：自然循环锅炉的水循环回路中，下降管布置在炉膛外，管内是温度较低、密度较大的水，水冷壁布置在炉膛内，管内的水吸热后形成汽水混合物，密度小于下降管内的水，两者的密度差产生了循环推动力，使水在回路中自动循环流动；给水泵的压头主要用于克服省煤器、汽包的阻力，为循环提供初始给水；引风机的抽吸作用维持炉膛负压，与水循环无关；汽水分离器的作用是分离汽水混合物中的蒸汽和水，不提供循环动力。7.下列哪种参数变化会导致锅炉过热蒸汽温度升高（）A.给水温度升高B.炉膛过量空气系数减小C.煤粉细度变粗D.锅炉负荷降低答案：C解析：煤粉细度变粗时，煤粉着火延迟，燃烧中心上移，炉膛出口烟气温度升高，同时粗煤粉燃尽时间变长，尾部烟道烟气温度也会上升，过热器的换热温差增大，导致过热蒸汽温度升高；给水温度升高时，相同负荷下锅炉燃料量需求减少，炉膛烟气温度降低，过热蒸汽温度会下降；炉膛过量空气系数减小会使燃烧不充分，炉膛出口烟温降低，过热汽温下降；锅炉负荷降低时，烟气流量和温度都下降，过热汽温通常呈下降趋势。8.锅炉尾部烟道发生二次燃烧的最主要原因是（）A.烟道内漏入空气过多B.燃烧调整不当，大量未燃尽可燃物沉积在尾部烟道C.省煤器泄漏，烟道内湿度过大D.引风机出力过大，烟气流速过快答案：B解析：二次燃烧的核心条件是尾部烟道内存在大量未燃尽的可燃物（煤粉、油滴等），同时具备足够的氧气和温度条件，当运行中燃烧调整不当，比如风量不足、煤粉过粗、油枪雾化不良等，会导致未燃尽物被烟气携带并沉积在空预器、省煤器等尾部受热面，达到着火条件后就会发生二次燃烧；烟道漏风、引风过大虽然会增加氧气量，但如果没有可燃物沉积不会引发二次燃烧；省煤器泄漏会使烟道湿度增加，反而会抑制可燃物着火。9.汽轮机的级是由（）组成的工作单元A.一个喷嘴叶栅和一个动叶栅B.一个动叶栅和一个静叶栅C.一组调节级和一组压力级D.一个高压缸级和一个低压缸级答案：A解析：汽轮机的级是最小的做功单元，由一列静止的喷嘴叶栅和紧随其后的一列旋转的动叶栅组成，蒸汽首先在喷嘴叶栅中膨胀加速，将热能转化为动能，高速蒸汽进入动叶栅时推动叶片旋转，将动能转化为汽轮机的机械能。10.汽轮机正常运行中，轴承润滑油的主要作用不包括（）A.润滑轴颈和轴瓦，减少摩擦磨损B.带走摩擦产生的热量和转子传导的热量，冷却轴承C.在轴颈和轴瓦之间形成油膜，支撑转子重量D.密封汽轮机汽缸，防止蒸汽泄漏答案：D解析：汽轮机轴承润滑油的三大核心作用是润滑、冷却、承载：通过在轴颈和轴瓦之间形成连续油膜，避免金属直接接触，减少摩擦损耗；同时流动的润滑油可以带走摩擦热和转子传递的热量，维持轴承温度在正常范围；油膜的压力可以支撑转子的全部重量，保证转子稳定旋转；汽缸密封依靠的是轴封系统（迷宫密封、碳精密封等）和轴封蒸汽，与润滑油无关。11.汽轮机发生水冲击的典型特征是（）A.主蒸汽温度急剧下降，主汽门、调节汽门法兰处冒白汽或溅出水滴B.汽轮机转速急剧上升，超过危急保安器动作值C.汽轮机振动突然减小，运行声音变得平稳D.润滑油温度急剧上升，轴承回油温度超过90℃答案：A解析：水冲击是指温度较低的水或湿蒸汽进入汽轮机的事故，典型现象包括主蒸汽、再热蒸汽温度在短时间内大幅下降，蒸汽管道、主汽门、调节汽门的法兰、轴封处出现白汽甚至溅出水滴，同时汽轮机振动增大、内部产生金属摩擦声、轴向位移和推力瓦温度快速上升；转速急剧上升是汽轮机超速的特征，水冲击不会导致转速上升，反而可能因做功能力下降转速降低；水冲击会使振动明显增大，而非减小；润滑油温度上升不是水冲击的典型特征，更多与轴承故障、冷油器失效相关。12.汽轮机调节系统的速度变动率是指（）A.汽轮机由满负荷到零负荷，转速的变化量与额定转速的比值B.汽轮机转速变化时，调节汽门的开度变化速率C.电网频率变化时，汽轮机负荷的变化速率D.汽轮机负荷变化时，主蒸汽压力的变化量与额定压力的比值答案：A解析：速度变动率是汽轮机调节系统的重要参数，定义为汽轮机在额定参数下，从满负荷稳定运行降至零负荷时，转速的升高值与额定转速的比值，通常范围在3%~6%，速度变动率过小会导致机组对电网频率变化过于敏感，负荷波动大；过大则会使机组一次调频能力不足。13.汽轮机凝汽器的真空急剧下降时，首先应采取的措施是（）A.立即紧急停机B.检查循环水泵、凝泵、抽气器工作是否正常，判断故障原因C.快速降低机组负荷，同时开启备用抽气器D.关闭凝汽器循环水进出口门，停止循环水系统答案：C解析：凝汽器真空下降分为缓慢下降和急剧下降，急剧下降时首先要快速降低机组负荷，避免低压缸、轴承等部件因真空低导致温度过高、振动增大，同时开启备用抽气器（或真空泵）尝试提升真空，同步排查故障原因；只有当真空下降至保护动作值且无法恢复时才触发紧急停机；先排查故障不采取降负荷措施可能导致设备损坏；停止循环水会进一步恶化真空，属于错误操作。14.发电机采用氢气冷却的优势不包括（）A.氢气密度小，通风摩擦损耗低B.氢气导热系数高，冷却效果好C.氢气化学性质稳定，不易发生爆炸D.氢气纯度高时可减少发电机内部电晕损耗答案：C解析：氢气的密度仅为空气的1/14，因此发电机采用氢冷时，转子转动的通风摩擦损耗远低于空冷，可提升机组效率；氢气的导热系数是空气的7倍，冷却能力更强，能更好地带走发电机定子、转子的热量；高纯度氢气的绝缘性能好，可减少定子端部的电晕损耗；但氢气属于易燃易爆气体，当空气中氢气含量在4%~75%范围时遇明火就会爆炸，因此化学性质不稳定，氢冷系统需要严格密封和监测纯度、压力。15.发电机励磁系统的核心作用是（）A.为发电机定子绕组提供工作电源B.为发电机转子绕组提供直流电流，建立旋转磁场C.调节发电机出口电压，维持电网频率稳定D.为发电机保护装置提供控制电源答案：B解析：励磁系统的基本功能是向发电机的转子绕组提供可调节的直流励磁电流，使转子产生恒定的旋转磁场，定子绕组切割该磁场产生感应电动势；发电机定子电源是发出的电能，不需要外部提供；励磁系统可以调节发电机电压和无功功率，电网频率稳定是通过原动机调速系统调节有功功率实现的，励磁系统不负责调频；发电机保护的控制电源来自厂用电直流系统，与励磁系统无关。16.变压器瓦斯保护的主要保护范围是（）A.变压器外部出线的相间短路故障B.变压器内部的相间短路、匝间短路、铁芯故障等C.变压器套管的闪络故障D.变压器中性点的接地故障答案：B解析：瓦斯保护是变压器的主保护之一，反应变压器内部故障时产生的气体或油流动作：轻瓦斯反应内部轻微故障或油位降低，发报警信号；重瓦斯反应内部严重故障，动作跳开变压器各侧断路器；变压器外部出线相间短路、套管闪络由差动保护、过流保护等覆盖；中性点接地故障由零序保护覆盖。17.火力发电厂厂用电系统采用高、低压两段母线的主要原因是（）A.降低母线的制造成本B.提高厂用电供电可靠性，一段母线故障时另一段可继续供电C.减少母线的占地面积D.便于不同电压等级的负荷接入答案：B解析：厂用电是保障电厂辅机运行的核心电源，通常高压厂用母线、低压厂用母线均采用单母线分段接线，两段母线分别由不同的电源供电，正常时两段母线分列运行或联络开关合闸，当其中一段母线发生故障时，对应的电源开关跳闸，另一段母线仍可正常供电，避免全部厂用电丢失导致机组停运，大幅提升了供电可靠性；分段接线不会降低成本、减少占地面积，不同电压等级负荷接入是通过不同电压等级母线实现的，与分段无关。18.电气设备的“五防”功能不包括（）A.防止误分、误合断路器B.防止带负荷拉、合隔离开关C.防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）D.防止带负荷启动电动机答案：D解析：电气五防是保障电气操作安全的强制要求，具体为：防止误分误合断路器、防止带负荷拉合隔离开关、防止带电挂接地线或合接地刀闸、防止带接地线合断路器或隔离开关、防止误入带电间隔；带负荷启动电动机属于运行操作调整范畴，不属于五防要求。19.同步发电机并列操作的理想条件不包括（）A.发电机电压与系统电压大小相等B.发电机频率与系统频率相等C.发电机相位与系统相位相同D.发电机容量与系统容量相等答案：D解析：发电机并列的理想条件是待并发电机与运行系统的电压大小相等、频率相等、相位相同、相序一致，满足这些条件时并列冲击电流为零，对设备无损害；发电机容量与系统容量不需要相等，实际运行中单机容量远小于系统总容量。20.发电厂脱硫系统中，石灰石-石膏湿法脱硫的核心反应是（）A.碳酸钙与二氧化硫反应生成亚硫酸钙，再氧化为硫酸钙B.氢氧化钠与二氧化硫反应生成亚硫酸钠C.氨气与二氧化硫反应生成硫酸铵D.活性炭吸附二氧化硫后再生答案：A解析：石灰石-石膏湿法脱硫是目前应用最广的脱硫技术，原理是将石灰石（主要成分CaCO₃）制成浆液作为吸收剂，在吸收塔内与烟气中的SO₂接触反应，生成亚硫酸钙（CaSO₃），再向浆液中通入空气将亚硫酸钙氧化为硫酸钙（CaSO₄·2H₂O，即石膏），实现脱硫的同时副产石膏；氢氧化钠法属于钠法脱硫，氨气法属于氨法脱硫，活性炭属于干法脱硫，均不属于石灰石-石膏法的反应原理。21.下列关于电厂脱硝系统的说法错误的是（）A.SCR脱硝（选择性催化还原法）的反应温度通常在300℃~420℃之间B.SCR脱硝的还原剂通常采用液氨或尿素C.SNCR脱硝（选择性非催化还原法）的效率高于SCR脱硝D.SCR脱硝需要布置催化剂，催化剂中毒会导致脱硝效率下降答案：C解析：SCR脱硝是在催化剂的作用下，还原剂在300~420℃的烟温区间将NOx还原为氮气和水，效率可达90%以上；SNCR不需要催化剂，直接将还原剂喷入850~1100℃的炉膛高温区域，反应受温度场、混合效果影响大，效率通常只有30%~60%，低于SCR；SCR的还原剂可采用液氨或尿素，催化剂碱金属、砷中毒会使活性下降，导致脱硝效率降低。22.电除尘器的除尘原理是（）A.利用滤网过滤烟气中的粉尘B.利用高压电场使粉尘荷电，在电场力作用下被极板收集C.利用喷水使粉尘增重后沉降D.利用离心力使粉尘从烟气中分离答案：B解析：电除尘器的工作原理是通过高压直流电源在阴极线和阳极板之间形成强电场，使空气电离产生正负离子，烟气中的粉尘与离子碰撞后荷电，荷电粉尘在电场力的作用下向阳极板运动，附着在极板上，之后通过振打装置使粉尘脱落进入灰斗，实现除尘；滤网过滤是布袋除尘的原理，喷水增重是湿法除尘的原理，离心力分离是旋风除尘的原理。23.发电厂职业病危害因素中，长期接触生产性粉尘可能导致的职业病是（）A.噪声聋B.尘肺病C.一氧化碳中毒D.电光性眼炎答案：B解析：长期吸入煤尘、矽尘等生产性粉尘，粉尘在肺内潴留会导致肺组织弥漫性纤维化，引发尘肺病，是火力发电厂最典型的粉尘类职业病；噪声聋是长期暴露在强噪声环境中导致的听力损伤；一氧化碳中毒是短时间吸入高浓度一氧化碳导致的急性中毒；电光性眼炎是眼部暴露在强紫外线照射下导致的炎症，多由电焊作业引发。24.锅炉“MFT”动作的含义是（）A.汽轮机跳闸保护动作B.锅炉主燃料跳闸，切断所有进入炉膛的燃料C.发电机跳闸保护动作D.引风机跳闸联锁动作答案：B解析：MFT（MainFuelTrip）即主燃料跳闸，是锅炉的最高等级保护，当锅炉发生重大危险工况（如炉膛压力极高/极低、汽包水位极高/极低、全炉膛灭火、送引风机全停等）时，MFT会立即动作，切断所有进入炉膛的燃料（煤粉、油等），同时联锁触发相关设备动作，避免事故扩大；汽轮机跳闸是ETS保护动作，发电机跳闸是发变组保护动作。25.汽轮机ETS保护动作后，不会触发的联动是（）A.关闭主汽门、调节汽门B.联跳发电机出口断路器C.联跳锅炉MFTD.启动交流润滑油泵答案：C解析：ETS（EmergencyTripSystem）是汽轮机紧急跳闸系统，动作后首先关闭汽轮机的主汽门、调节汽门、抽汽逆止门，切断进入汽轮机的蒸汽，同时联锁启动交流润滑油泵、顶轴油泵，联跳发电机出口断路器，避免发电机变电动机运行；对于单元制机组，汽轮机跳闸后锅炉负荷骤降，通常会触发RB（辅机故障减负荷），只有当锅炉参数达到MFT动作条件时才会触发MFT，ETS不会直接联锁跳MFT。26.火力发电厂水汽系统中，设置加氧处理的主要目的是（）A.降低水汽中的溶解氧含量，防止氧腐蚀B.在金属表面形成致密的氧化保护膜，减缓系统腐蚀C.中和水中的酸性离子，提升水汽pH值D.降低水的硬度，防止结垢答案：B解析：加氧处理（OT）是在给水纯度很高的条件下，向给水加入适量的氧气，使钢材表面形成致密的Fe₂O₃和Fe₃O₄复合保护膜，阻止腐蚀介质接触金属基体，大幅降低水汽系统的腐蚀速率；除氧器的作用是降低溶解氧含量；加氨处理的作用是提升pH值；离子交换、炉内加磷酸盐处理的作用是防止结垢。27.锅炉水压试验时，试验压力应为（）A.汽包额定工作压力B.过热器出口额定工作压力C.汽包额定工作压力的1.25倍D.过热器出口额定工作压力的1.5倍答案：C解析：根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》要求，锅炉水压试验的试验压力为汽包额定工作压力的1.25倍，再热器系统的试验压力为再热器进口额定工作压力的1.5倍，试验时需缓慢升压至试验压力，保持20分钟后降至工作压力进行检查，无渗漏、无变形为合格。28.汽轮机热态启动时，冲转参数选择应遵循的原则是（）A.蒸汽压力越高越好，蒸汽温度越低越好B.蒸汽温度高于高压缸最高金属温度50℃以上，且有50℃以上的过热度C.蒸汽温度低于高压缸金属温度，避免汽缸受热膨胀过快D.冲转转速越快越好，减少启动时间答案：B解析：热态启动时汽缸、转子温度较高，为了避免蒸汽进入汽轮机后冷却金属部件，产生过大的热应力和热变形，要求主蒸汽、再热蒸汽的温度分别高于对应汽缸最高金属温度50℃以上，且蒸汽过热度不低于50℃，防止蒸汽带水引发水冲击；蒸汽压力过高、冲转转速过快会导致热冲击和振动增大，蒸汽温度低于金属温度会导致汽缸被冷却，产生负胀差，均不符合要求。29.发电机发生三相不对称运行时，最主要的危害是（）A.发电机定子电压升高，绝缘击穿B.发电机转子表面产生负序电流，导致转子过热、振动增大C.发电机有功功率输出大幅下降，影响电网稳定D.发电机定子绕组相间短路，烧毁设备答案：B解析：三相不对称运行时，定子电流会产生负序分量，负序电流产生的旋转磁场与转子旋转方向相反，相对转速为两倍额定转速，会在转子表面、护环、阻尼绕组等部位感应出两倍工频的电流，即负序电流，该电流会导致转子局部过热，同时产生交变的电磁力，引发机组振动增大；不对称运行不会直接导致定子电压升高、相间短路，有功功率下降不是最主要的危害。30.下列关于电厂节能降耗的措施，错误的是（）A.提升锅炉效率，降低排烟温度和飞灰含碳量B.提升汽轮机真空度，降低凝汽器端差C.提高辅机运行效率，采用变频调速技术调节辅机出力D.增加锅炉排污量，提升蒸汽品质答案：D解析：增加锅炉排污量会导致大量高温炉水被排出，增加热损失和补水量，不利于节能，提升蒸汽品质应通过优化水处理工艺、控制炉水水质、调整连续排污量在合理范围实现，而非盲目增大排污量；降低排烟温度和飞灰含碳量可提升锅炉热效率，提升真空、降低端差可减少汽轮机冷源损失，辅机变频可降低节流损失，均属于有效的节能措施。31.煤粉锅炉燃烧调整的主要任务是什么？答案：煤粉锅炉燃烧调整的核心任务包括：（1）保证燃烧的稳定性，避免发生灭火、结渣、炉膛爆炸等事故，满足机组负荷对蒸汽量的需求；（2）提升燃烧效率，合理配风控制过量空气系数，降低飞灰含碳量、炉渣含碳量和化学不完全燃烧热损失，减少排烟热损失；（3）控制污染物生成，通过分级配风、调整燃烧中心温度等方式，降低氮氧化物、二氧化硫等污染物的原始排放，减少环保设施运行压力；（4）保证受热面安全，避免因燃烧偏差导致水冷壁结渣、过热器超温、管壁磨损等问题，延长设备使用寿命；（5）维持蒸汽参数稳定，保证过热蒸汽、再热蒸汽的压力、温度在额定范围内，满足汽轮机运行要求。32.汽轮机运行中轴向位移增大的原因有哪些？答案：汽轮机轴向位移增大的常见原因包括：（1）负荷突增或蒸汽参数骤降，导致汽轮机通流部分焓降增大，轴向推力增加；（2）汽轮机发生水冲击，低温水进入汽轮机，蒸汽带水后密度增大，对叶片的冲击力大幅提升，轴向推力骤增；（3）通流部分结垢，叶片、喷嘴表面附着盐垢，通流面积减小，级间压差增大，轴向推力上升；（4）叶片断裂或脱落，通流部分的受力平衡被破坏，转子轴向受力失衡；（5）推力轴承故障，如推力瓦磨损、润滑油油温过高或油质恶化导致油膜破坏，推力轴承承载能力下降，转子发生轴向窜动；（6）汽轮机高、中压缸胀差超限，或隔板汽封磨损漏汽量增大，导致级间压差异常增大；（7）发电机转子窜动，与汽轮机转子轴向受力相互影响，导致轴向位移测量值增大。33.发电机运行中定子绕组温度过高的原因及处理措施有哪些？答案：定子绕组温度过高的原因：（1）发电机过负荷运行，定子电流超过额定值，绕组铜耗增大，发热量上升；（2）冷却系统故障，如氢冷发电机氢压过低、氢气纯度下降，水冷发电机定子绕组冷却水流量不足、水温过高或水路堵塞，冷却能力下降；（3）发电机内部故障，如定子绕组匝间短路、局部绝缘损坏，导致局部过热；（4）发电机通风系统故障，如风扇损坏、风道堵塞，冷热风换热不良；（5）发电机进风温度过高，冷却器冷却水量不足或冷却水温过高，无法有效带走热量。处理措施：（1）首先检查发电机有功、无功负荷是否超过允许值，若过负荷则降低负荷至允许范围，观察温度是否下降；（2）检查冷却系统运行情况，氢冷机组检查氢压、氢纯度，不足时补氢提升压力、置换提升纯度；水冷机组检查冷却水压力、流量、温度，调整冷却器水量，对堵塞水路进行反冲洗；（3）检查定子温度测点是否正常，排除测点故障导致的误报警；（4）若调整后温度仍持续升高，或伴随绝缘电阻下降、内部有放电声等现象，应立即降低机组负荷，申请停机检查，避免绕组绝缘烧毁。34.简述石灰石-石膏湿法脱硫系统的主要组成部分及运行中常见的故障。答案：主要组成部分包括：石灰石制备系统（石灰石卸料、磨制、浆液储存）、烟气系统（原烟气挡板、净烟气挡板、增压风机、GGH烟气换热器）、吸收塔系统（喷淋层、除雾器、循环泵、氧化风机）、石膏脱水系统（石膏旋流器、真空皮带脱水机、石膏储存仓）、废水处理系统及辅助公用系统。常见故障：（1）吸收塔浆液pH值异常，过低会导致脱硫效率下降，过高则易导致结垢、堵塞；（2）脱硫效率下降，常见原因包括浆液循环泵故障导致喷淋量不足、入口SO₂浓度超过设计值、浆液中毒、喷嘴堵塞等；（3）GGH堵塞，原烟气携带的粉尘、浆液液滴附着在换热片表面，导致烟气阻力增大，引风机、增压风机电流上升；（4）石膏脱水困难，表现为石膏含水率超标，原因包括浆液中杂质过多、氧化不充分、真空皮带脱水机滤布堵塞、旋流器故障等；（5）增压风机喘振，多由烟气系统挡板误关、系统阻力骤增、动叶调节失灵导致，喘振时风机振动、噪声增大，严重时会损坏风机。35.什么是单元机组的RB功能？RB动作后机组的主要调节逻辑是什么？答案：RB即辅机故障减负荷（RunBack），是指单元机组的主要辅机（如送风机、引风机、一次风机、给水泵、磨煤机等）发生故障跳闸，导致机组最大出力低于当前实际负荷时，控制系统自动将机组负荷快速降低至剩余辅机可以承载的水平，维持机组稳定运行，避免触发保护动作停机。主要调节逻辑：（1）RB触发后，首先根据跳闸辅机的类型确定目标负荷，比如单台引风机跳闸时目标负荷通常为额定负荷的50%，单台给水泵跳闸时目标负荷为额定负荷的60%；（2）锅炉侧快速减少燃料量，按照目标负荷要求切除上层磨煤机，保留下层磨煤机稳定燃烧，同时调整送引风机出力、一二次风配比，维持炉膛负压、氧量稳定，若有油枪自动投入逻辑则自动投油助燃，防止灭火；（3）汽轮机侧调节汽门快速关小，同步降低负荷，同时维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，控制胀差、轴向位移、振动在正常范围；（4）给水系统自动调整给水泵出力，维持汽包水位或直流炉中间点温度稳定，避免水位超限触发MFT；（5）发电机组侧根据有功功率变化调整无功功率，维持发电机出口电压稳定，同时配合电网频率调整，避免对电网造成过大冲击。36.锅炉结渣的危害有哪些？运行中如何预防结渣？答案：结渣的危害：（1）降低锅炉热效率：结渣层的导热系数远低于金属，会导致水冷壁吸热能力下降，炉膛出口烟温升高，排烟温度上升，锅炉热效率降低，同时为了维持蒸汽参数需要增加燃料量，供电煤耗上升；（2）影响受热面安全：水冷壁结渣不均匀会导致热偏差，易引发水冷壁爆管；炉膛出口结渣会堵塞烟道，增大烟气阻力，增加引风机电耗，严重时会导致引风机喘振；结渣掉落时可能砸坏冷灰斗水冷壁，甚至导致炉膛灭火；（3）蒸汽参数异常：水冷壁吸热减少后，过热器、再热器的吸热量增大，容易导致过热蒸汽、再热蒸汽超温，长期超温会降低受热面使用寿命；（4）加剧环境污染：结渣导致燃烧效率下降，飞灰含碳量上升，同时炉膛出口烟温升高会导致氮氧化物生成量增加，加大环保设施运行压力。预防措施：（1）合理调整燃烧，控制炉膛出口温度低于灰的软化温度，避免灰粒在受热面表面熔融粘附；调整一二次风配比，使火焰在炉膛中心充满度良好，避免火焰偏斜冲刷水冷壁；（2）控制煤粉细度在合理范围，避免煤粉过粗导致着火延迟、燃烧中心上移，或煤粉过细导致火焰温度过高；（3）加强吹灰，根据受热面结渣情况定期投入炉膛吹灰器、烟道吹灰器，及时清除初期附着的灰层，避免结渣增厚变硬；（4）加强燃料管理，根据入炉煤的灰熔点特性调整运行方式，若燃用低灰熔点煤种，可适当降低炉膛热负荷，或采用配煤掺烧提升灰熔点；（5）控制炉膛氧量在合理范围，避免氧量过低导致燃烧不充分、还原气氛增强，降低灰的熔点，加剧结渣。37.汽轮机胀差过大的原因有哪些？胀差过大对机组运行有什么危害？答案：胀差是指汽轮机转子与汽缸的轴向膨胀量之差，分为正胀差（转子膨胀大于汽缸）和负胀差（汽缸膨胀大于转子），胀差过大的原因：（1）启动升速、升负荷速度过快，蒸汽温度上升速率过快，转子的质面比小于汽缸，加热速度快于汽缸，导致正胀差过大；（2）滑参数停机时降温速度过快，或蒸汽温度骤降，转子冷却速度快于汽缸，导致负胀差过大；（3）汽缸夹层加热系统故障，或法兰螺栓加热装置使用不当，导致汽缸膨胀/冷却速度与转子不匹配；（4）轴封供汽温度与转子温度不匹配，热态启动时轴封供汽温度过低，会导致转子局部冷却，负胀差增大；轴封供汽温度过高则会导致转子过度膨胀，正胀差增大；（5）通流部分结垢，导致级间漏汽量增大，转子加热/冷却程度发生变化，胀差异常；（6）汽缸滑销系统卡涩，导致汽缸膨胀或收缩受阻，无法与转子同步变形，胀差增大。危害：（1）胀差超过允许值时，会导致汽轮机轴向动静间隙消失，发生动静摩擦，轻微摩擦会导致局部过热、振动增大，严重摩擦会导致大轴弯曲、叶片断裂等恶性事故；（2）正胀差过大时，高压缸调节级、低压缸末级的轴向间隙减小，易发生叶片与隔板、汽封的摩擦；负胀差过大时，高压缸喷嘴与动叶的轴向间隙减小，同样会引发摩擦；（3）动静摩擦会导致转子受热不均，产生热弯曲，进一步加剧振动，形成恶性循环，最终可能导致汽轮机通流部分严重损坏，甚至报废。38.发电厂电气系统发生单相接地故障时应如何处理？答案：发电厂电气系统分为中性点直接接地系统（110kV及以上电压等级）和中性点非直接接地系统（35kV、10kV厂用电系统），不同系统处理方式不同：（1）中性点直接接地系统单相接地故障：该系统发生单相接地属于金属性短路，故障相电流很大，会触发继电保护动作，跳开故障线路的断路器。处理时首先根据保护动作信号确定故障线路和故障点位置，隔离故障线路后，检查母线电压是否恢复正常，无故障的线路恢复供电；若故障点在母线上，则需要倒换母线运行方式，隔离故障母线，将负荷转移至正常母线，同时对故障母线进行绝缘检测和故障排查，处理完成后经试验合格方可恢复运行。（2）中性点非直接接地系统单相接地故障：该系统发生单相接地时，接地电流很小，线电压仍然对称，允许短时间运行（不超过2小时），不需要立即跳闸。处理时首先检查故障相电压、零序电压，判断是金属性接地还是间歇性接地；其次通过拉路法依次断开各馈线支路，若断开某一支路后接地信号消失、三相电压恢复正常，则该支路为故障支路，将其停电后进行故障排查；若拉路后未找到故障点，则检查母线、电压互感器等公用设备是否存在接地故障；查找故障期间应加强对绝缘监察装置的监视，避免故障发展为相间短路，若2小时内无法找到并隔离故障点，应申请将故障系统停电处理，防止事故扩大。39.火力发电厂废水处理的主要来源及处理工艺是什么？答案：火力发电厂废水的主要来源包括：（1）工业废水：包括锅炉排污水、辅机冷却水排水、化学水处理设备再生废水、空气预热器冲洗水、输煤系统冲洗水等，这类废水含有悬浮物、盐类、油污等杂质；（2）脱硫废水：来自石灰石-石膏脱硫系统的浆液排放，是电厂污染最严重的废水，含有高浓度的悬浮物、硫酸盐、氯化物、重金属（汞、镉、铬等）、氟化物等污染物；（3）生活污水：厂区办公楼、食堂、宿舍楼等场所的排水，含有有机物、氨氮等污染物；（4）含煤废水：输煤系统冲洗、煤场喷淋产生的废水，含有大量煤粉悬浮物；（5）含油废水：油库区、汽轮机润滑油系统、变压器油系统的检修排水或泄漏排水，含有矿物油。主要处理工艺：（1）工业废水处理：通常采用“预处理→混凝沉淀→过滤→反渗透/离子交换”工艺，预处理去除大颗粒杂质，混凝沉淀去除悬浮物和胶体，过滤进一步降低浊度，经脱盐处理后的水可回用作为循环水补水、锅炉补水，实现废水资源化。（2）脱硫废水处理：传统工艺为“三联箱处理法”，即依次进入中和箱（加石灰调整pH值，沉淀重金属）、反应箱（加有机硫、絮凝剂使重金属和悬浮物絮凝）、澄清箱（加入助凝剂使絮体沉淀，上清液进入中和池调整pH后排放或回用）；目前逐步推广脱硫废水零排放工艺，通过蒸发结晶将废水中的盐类固化，实现无废水外排。（3）生活污水处理：采用“格栅→生化处理（A/O工艺、MBR工艺等）→消毒”工艺，生化处理降解有机物和氨氮，消毒后达标排放或回用作为绿化用水、冲厕用水。（4）含煤废水处理：采用“预沉→混凝沉淀→过滤”工艺，沉淀去除煤粉，处理后回用作为输煤系统冲洗水、煤场喷淋水，不外排。（5）含油废水处理：采用“隔油→气浮→生化处理”工艺，隔油池去除浮油，气浮去除乳化油，处理达标后回用或排放。40.单元机组紧急停机的条件有哪些？紧急停机的主要操作步骤是什么？答案：紧急停机是指机组发生严重故障，继续运行会导致设备损坏或人员伤亡时，立即触发保护跳闸或手动打闸停机。紧急停机条件包括：（1）汽轮机转速超过额定转速的110%~112%，危急保安器未动作；（2）汽轮机发生强烈振动，振动值超过保护动作值，或内部有清晰的金属摩擦声、撞击声；（3）汽轮机发生水冲击，主蒸汽、再热蒸汽温度骤降，或管道、阀门冒白汽、溅水；（4）汽轮机轴向位移超过允许值，推力瓦温度急剧上升超过保护动作值；（5）汽轮机胀差超过允许极限值；（6）汽轮机油系统着火，且无法快速扑灭，严重威胁机组安全；（7）润滑油压下降至保护动作值，启动备用油泵后仍无法恢复；（8）发电机内部冒烟、着火，或发生氢气爆炸、大量漏氢无法维持氢压；（9）锅炉发生严重满水、严重缺水，水位超过保护极限值；（10）锅炉全炉膛灭火，保护未动作；（11）锅炉尾部烟道发生二次燃烧，排烟温度超过250℃；（12）锅炉四管泄漏，无法维持汽包水位或炉膛正常燃烧，或泄漏导致汽水喷入其他设备引发危险；（13）所有送风机、引风机全停，保护未动作；（14）发生严重自然灾害（如地震、洪水）或厂区火灾，直接威胁机组安全运行。紧急停机操作步骤：（1）手动按下就地或控制室的紧急停机按钮，或手动打闸汽轮机，确认ETS保护动作，主汽门、调节汽门、抽汽逆止门全部关闭，发电机出口断路器跳闸，锅炉MFT动作，所有燃料切断；（2）检查交流润滑油泵、高压启动油泵、顶轴油泵联启正常，润滑油压、油温在正常范围，若油泵未联启则手动启动；（3）汽轮机打闸后检查转速持续下降，若转速未下降或上升，应立即关闭汽轮机所有进汽电动门，切断蒸汽来源，防止超速；（4）锅炉侧检查所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，燃油速断阀关闭，送引风机若未跳闸则维持运行，吹扫炉膛5~10分钟后停运，若发生烟道二次燃烧则立即停运所有烟风系统风机，关闭烟风挡板，防止火势扩大；（5）发电机跳闸后检查励磁系统已灭磁，若为发电机内部故障，应断开发电机出口隔离开关，做好安全措施后进行检查；氢冷发电机若发生漏氢或着火，应立即进行氢气置换，通入二氧化碳灭火；（6）维持汽包水位（汽包炉）或直流炉给水流量正常，若锅炉无法维持水位则停止给水；（7）汽轮机转速降至1200r/min时检查顶轴油泵联启正常，转速到零后立即投入盘车，记录盘车电流、转子偏心度，若发生动静摩擦无法盘车，禁止强行盘车，待转子静止后记录静止位置，定期手动盘车180°，待摩擦消除后恢复连续盘车；（8）关闭所有抽汽电动门，开启汽轮机本体、管道的疏水阀，排除管道内的余汽和疏水，防止冷汽、冷水返回汽轮机；（9）全面检查机组各系统状态，记录故障现象、保护动作情况、主要参数变化，排查故障原因，为后续恢复或检修提供依据。41.锅炉启动过程中如何控制汽包壁温差？答案：汽包锅炉启动过程中，汽包壁温差过大易导致汽包产生较大的热应力，造成变形、裂纹，控制措施包括：（1）严格控制升压速度，尤其是升压初期，压力越低，温度随压力的变化速率越快，应按照启动曲线缓慢升压，避免汽包温度变化过快；（2）控制上水温度和上水速度，上水温度不宜过高，通常控制在50℃~90℃，上水时间夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，避免冷水与高温汽包壁接触产生过大温差；（3）点火前投入底部加热装置，通过向水冷壁下联箱通入蒸汽，均匀加热汽包和水冷壁，提升汽包壁初始温度，减少点火后的温差；（4）点火初期定期切换对角油枪，使炉膛受热均匀，避免局部热负荷过高导致汽包受热不均；（5）控制汽包上下壁温差不超过50℃，内外壁温差不超过40℃，若温差偏大，应降低升压速度，延长升压时间，必要时可适当开启对空排汽，增加蒸汽流通量，提升汽包上部壁温；（6）启动过程中保持连续排污和定期排污，促进炉水循环，使汽包内的水温分布更均匀，同时排除炉水中的杂质。42.汽轮机运行中振动增大的原因有哪些？如何处理？答案：振动增大的原因：（1）转子质量不平衡，如叶片断裂、结垢脱落、转子弯曲等，导致转子重心与旋转中心不重合，产生周期性激振力；（2）动静摩擦，汽缸胀差过大、轴封间隙过小、转子弯曲等导致转子与汽缸、汽封、隔板等静止部件摩擦，产生交变作用力；（3）油膜失稳，润滑油油温过高或过低、油质不合格、轴瓦间隙过大等，导致轴颈与轴瓦之间的油膜不稳定，产生油膜振荡；（4）热变形，汽缸受热不均、滑销系统卡涩导致汽缸变形，或转子受热不均产生热弯曲，引发振动；（5）水力冲击，通流部分积水、蒸汽带水，对叶片产生不均匀冲击力；（6）电气故障，发电机转子匝间短路、三相电流不对称、励磁电流异常等，导致转子电磁力不平衡，引发振动；（7）支撑系统故障，如轴承座松动、地脚螺栓松动、基础下沉等，导致支撑刚度不足，振动放大。处理措施：（1）首先检查振动值，若振动超过保护动作值，保护未动作时立即手动打闸停机；（2）若振动未超过保护值，首先检查机组负荷、蒸汽参数、胀差、轴向位移、油温、油压、发电机三相电流等参数是否异常，若参数异常立即调整至正常范围；（3）若振动伴随有金属摩擦声、撞击声，或油温、轴瓦温度急剧上升，应立即紧急停机；（4）若振动是由发电机参数异常导致，可适当降低有功、无功负荷，检查励磁系统运行情况，调整发电机三相电流平衡；（5）检查润滑油温、油压，若油温异常则调整冷油器出水门，将油温控制在40℃~45℃范围，若油质不合格则联系油务人员进行滤油；（6）若振动与工况变化相关，如升负荷、降负荷时振动增大，应稳定负荷，查明参数变化原因，避免工况大幅波动；（7）若调整后振动仍未恢复，且有增大趋势，应申请降低负荷，逐步停机检查，避免故障扩大。43.火力发电厂提高循环热效率的主要技术措施有哪些？答案：提高循环热效率的核心是减少能量损失，主要措施包括：（1）提高蒸汽初参数，采用超临界、超超临界参数机组，提升主蒸汽、再热蒸汽的压力和温度，提高循环平均吸热温度，降低冷源损失，超超临界机组的循环热效率比亚临界机组高6%~8%；（2）降低蒸汽终参数，优化凝汽器运行，保持凝汽器真空在最佳值，降低循环水温度，减少凝汽器端差，降低循环平均放热温度；（3）完善回热加热系统，增加回热级数，提升加热器投入率，减少加热器端差，提高给水温度，减少锅炉吸热需求，同时减少进入凝汽器的蒸汽量，降低冷源损失；（4）采用中间再热技术，将高压缸做功后的蒸汽送回锅炉再热器加热至额定温度后送入中低压缸做功，减少低压缸排汽湿度，提升循环效率，同时降低叶片侵蚀；（5）降低辅机能耗，对风机、水泵等大功率辅机采用变频调速技术，减少节流损失；优化辅机运行方式，根据负荷调整辅机运行台数，保持辅机在高效区间运行；（6）提升锅炉效率，优化燃烧调整，降低飞灰含碳量、化学不完全燃烧热损失，采用余热回收技术降低排烟温度，回收烟气余热加热空气、给水，减少排烟热损失；（7）减少管道及设备的散热损失，采用高效保温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