2025年G2电站锅炉司炉实操考试题带答案

2025年G2电站锅炉司炉实操考试题带答案一、锅炉启动前全面检查操作（20分）某300MW电站锅炉（型号SG-1025/17.5-M837）计划明日8时启动，作为主操需完成启动前全面检查。请列出需检查的关键项目及合格标准。答案：1.锅炉本体检查：受热面（省煤器、水冷壁、过热器、再热器）无变形、磨损、鼓包，管排间距均匀；各密封件无脱落，炉墙无裂缝漏风；膨胀指示器安装牢固，指针指向冷态零位，周围无阻碍物。2.汽水系统检查：主汽阀、给水阀、定期排污阀、连续排污阀、事故放水阀等处于关闭状态（需挂牌确认）；就地水位计清晰无泄漏，汽、水连通管阀门开启，双色水位计红绿显示分明，与DCS远传水位偏差≤30mm；安全门铅封完好，排汽管无堵塞；各取样阀、加药阀无内漏。3.燃烧系统检查：燃烧器喷口无结焦变形，油枪（或等离子点火装置）进退灵活，雾化片无堵塞；点火枪绝缘良好，打火间隙3-5mm；二次风挡板开关灵活，刻度指示与DCS一致；空预器扇形板与转子间隙符合冷态调整值（径向≤8mm，轴向≤6mm），导向/支持轴承油位1/2-2/3，油温≤40℃。4.辅助设备检查：给水泵润滑油压0.25-0.35MPa，油位1/2以上，电机绝缘≥100MΩ（6kV）；引风机、送风机轴承振动≤4.6mm/s，靠背轮防护罩牢固；电除尘电场内部无积灰，阴阳极间距符合设计（400±5mm），振打装置试转正常；吹灰器进退无卡涩，枪管无弯曲，蒸汽阀无内漏。5.热工仪表校验：主汽压力、温度、水位、氧量等测点信号与DCS显示一致（偏差≤±1%）；FSSS（炉膛安全监控系统）逻辑试验合格（MFT触发条件：失去所有燃料、炉膛压力高Ⅲ值+1800Pa、汽包水位低Ⅲ值-300mm等均能可靠动作）；火焰电视监视画面清晰，各火检探头无积灰，信号强度≥80%。二、点火升压阶段操作控制（25分）锅炉启动采用微油点火，初始床温120℃，燃油压力2.0MPa，油枪雾化良好。请说明从点火至并汽（主汽压力3.5MPa）阶段的关键操作步骤及参数控制要求。答案：1.点火前准备：投入点火油枪前，启动引风机、送风机建立50%额定风量（1200t/h），维持炉膛负压-50~-100Pa，进行5分钟炉膛吹扫（MFT复归后）；确认微油系统压力2.0-2.5MPa，压缩空气压力0.5-0.6MPa，油枪冷却水流量≥2t/h。2.点火操作：投入首支油枪（A1层），观察火焰电视确认着火稳定（火检信号≥90%），5分钟后投入相邻油枪（A2层），保持每层不超过2支油枪同时运行；控制燃油量由5t/h逐步增至8t/h（单支油枪最大出力），避免床温突升。3.升温升压控制：0-0.5MPa：控制升压速率≤0.05MPa/min，汽包上下壁温差≤50℃（通过定期排污调节，每30分钟排污1次，每次开启2-3只排污阀，持续10秒）；0.5-2.0MPa：升压速率≤0.1MPa/min，汽包水位维持-50~0mm（手动调节给水泵转速，避免水位大幅波动）；2.0-3.5MPa：升压速率≤0.15MPa/min，开启过热器疏水阀（每级疏水阀开启1/3圈），控制过热器出口汽温≤350℃（通过调整燃烧器摆角或投入减温水，减温水量≤10t/h）；4.并汽前确认：主汽压力低于母管压力0.1-0.2MPa（母管压力3.6-3.7MPa），主汽温度低于额定温度50℃（540-50=490℃），汽包水位-50mm，蒸汽品质合格（SiO2≤20μg/kg，电导率≤5μS/cm）；缓慢开启主汽隔离阀（分3次开启，每次1/4圈，总时间5分钟），并汽后关闭过热器疏水阀，调整燃烧维持参数稳定。三、正常运行中汽包水位调整（20分）机组带240MW负荷（额定300MW），汽包水位突然从+20mm降至-120mm（DCS显示），就地双色水位计显示-100mm，给水量280t/h（蒸汽流量300t/h），请分析原因并给出处理步骤。答案：1.原因分析：给水泵故障（转速突降或出口门误关），导致给水量小于蒸汽流量；省煤器管泄漏（就地检查省煤器区域有泄漏声，烟温降低，引风机电流增大）；水冷壁爆管（炉膛负压变正，汽包水位下降速率加快，炉内有异响）；水位测量误差（DCS水位计取样管堵塞，需核对就地水位计）。2.处理步骤：首先确认水位真实性：对比就地双色水位计（-100mm）与电接点水位计（-110mm），确认实际水位为-100~-120mm（未达低Ⅱ值-200mm）；增加给水量：手动将给水泵转速由2800rpm升至3200rpm（注意给水泵电流不超过额定值65A），开启给水旁路阀（主路阀开度80%，旁路阀开至30%），使给水量增至320t/h（超过蒸汽流量20t/h）；检查泄漏点：就地听诊省煤器、水冷壁区域，若发现省煤器泄漏（声音明显，排烟温度从130℃降至110℃），汇报值长申请降负荷至200MW；若为水冷壁爆管（炉膛负压+50Pa，汽包水位下降至-150mm），立即启动紧急停炉程序；若水位持续下降：当水位降至-180mm（低Ⅱ值），联动关闭所有减温水阀（当前减温水量15t/h，关闭后蒸汽温度由535℃升至545℃，需调整燃烧器摆角由水平位降至-5°）；若水位降至-250mm（低Ⅲ值），触发MFT（主燃料跳闸），停止所有给粉机、油枪，保持引风机运行通风；恢复后检查：水位稳定在-50mm时，停止给水泵转速提升，关闭给水旁路阀，检查各受热面无进一步泄漏，汇报值长逐步恢复负荷。四、主汽压力异常升高处理（15分）运行中主汽压力突然从13.2MPa（额定13.7MPa）升至14.5MPa，汽温545℃（额定540℃），蒸汽流量280t/h（负荷240MW），请分析可能原因并列出处理措施。答案：1.可能原因：燃料量突增（给粉机转速失控，某层给粉机转速由500rpm升至700rpm，煤粉量增加）；减温水门误关（当前减温水量由20t/h降至0t/h，导致汽温、汽压同时上升）；汽轮机调门突关（汽机侧负荷指令由240MW降至200MW，蒸汽流量减少，锅炉蒸发量未及时调整）；安全门拒动（PCV阀设定值14.0MPa，实际未动作，需检查电磁阀电源及压缩空气压力）。2.处理措施：紧急降低燃料量：手动将给粉机转速由500rpm降至400rpm（单台给粉机电流由8A降至6.5A），停运1支油枪（当前投运4支，停运B1层油枪，燃油量由10t/h降至7.5t/h）；开启对空排汽阀：主汽管道对空排汽阀（DN150）全开（注意排汽噪声控制，周围人员需佩戴耳塞），将压力降至13.8MPa；调整减温水：检查减温水电动门状态（原显示全开，实际未动作），手动开启至50%（减温水量恢复至15t/h），汽温降至538℃；联系汽机调整：与汽机主操确认调门状态（因DEH系统故障导致调门关闭），要求尽快恢复调门开度至85%（蒸汽流量回升至300t/h）；校验安全门：压力稳定后，手动试验PCV阀（开启信号发出后2秒内动作，回座压力13.5MPa），确认无卡涩；若安全门仍拒动，申请停炉处理。五、满水事故判断与处理（20分）机组负荷280MW，DCS显示汽包水位+220mm（正常±50mm），就地双色水位计显示满水（无水位线），蒸汽流量310t/h，给水量330t/h，蒸汽温度520℃（下降20℃），请判断是否为满水事故，并说明处理步骤。答案：1.事故判断：满足满水特征：水位高于+200mm（高Ⅱ值），就地水位计满水，给水量大于蒸汽流量（330>310），蒸汽温度下降（带水导致），可确认为严重满水事故。2.处理步骤：立即停止向锅炉上水：关闭给水主路阀（开度由90%关至0%），停运1台给水泵（当前运行2台，停运B给水泵，注意A给水泵电流不超过70A）；开启事故放水阀：汽包事故放水阀（DN100）全开（注意控制放水速率，避免水位骤降导致水击），观察就地水位计出现水位线（降至+150mm）；加强疏水：开启过热器各段疏水阀（一级过热器疏水阀开至100%，二级开至80%），主蒸汽管道疏水阀全开（排出管内积水）；降低锅炉负荷：联系汽机减负荷至200MW（蒸汽流量降至250t/h），减少燃料量（给粉机转速由550rpm降至450rpm，停运2支油枪），控制汽压稳定（13.5MPa）；恢复水位调节：当水位降至+50mm时，关闭事故放水阀，启动B给水泵（转速2500rpm），缓慢开启给水主路阀