2026年发电厂能源经济运行培训试题（附答案）

2026年发电厂能源经济运行培训试题（附答案）一、单项选择题（共20题，每题1分，每题只有1个正确答案）1.根据《2025年全国电力系统调节能力建设专项行动方案》要求，2026年全国统调煤电机组平均供电煤耗需控制在（）gce/kWh以内。A.295B.298C.301D.3052.2026年执行的煤电容量电价机制中，对合规在运煤电机组，容量电价补偿基数对应的利用小时数为每年（）小时，超出部分按电量电价结算。A.300B.400C.500D.6003.发电厂入炉煤热值差是指入厂煤热值与入炉煤热值的差值，国家能源局2025版《火力发电厂能效标杆水平》要求，热值差不得超过（）kJ/kg。A.209B.418C.627D.8364.某600MW超临界机组配备的湿法脱硫系统，在设计工况下设计脱硫效率98.5%，2026年全国碳市场第二个履约周期中，未实现达标排放的二氧化硫对应的碳减排量核减比例为（）。A.5%B.10%C.15%D.20%5.2026年虚拟电厂参与电力辅助服务市场的准入门槛为可调容量不低于（）MW，持续可调时间不低于1小时。A.5B.10C.20D.306.发电厂厂用电率计算中，以下哪项负荷不计入发电厂用电率统计范畴（）。A.脱硫脱硝系统用电B.机组启动调试用电C.厂区办公楼供暖用电D.输煤系统用电7.2026年执行的火电厂环保税征收标准中，氮氧化物污染当量值为0.95kg，每当量税额最低为1.2元，某机组当月氮氧化物排放量为1900kg，未超过排放限值的30%，按照环保税减征政策，当月应缴纳氮氧化物环保税为（）元。A.1200B.1680C.2400D.36008.按照《电力辅助服务管理办法》，2026年煤电机组提供的深度调峰服务，当机组调峰出力低于额定容量40%、不低于30%时，调峰补偿标准为（）元/kWh。A.0.2B.0.4C.0.6D.0.89.某发电厂2026年计划采购长协煤占比不低于80%，按照国家发改委2025年煤电长协定价机制，5500大卡动力煤中长期交易价格合理区间上限为（）元/吨（下水煤港口平仓价）。A.770B.850C.900D.100010.热电联产机组的热电比考核要求中，采暖期热电比不得低于（），方可享受热电联产对应的电价补贴政策。A.50%B.80%C.100%D.120%11.2026年全国碳市场配额清缴履约中，CCER（国家核证自愿减排量）抵消比例最高不得超过应清缴配额量的（）。A.3%B.5%C.8%D.10%12.发电厂开展AGC（自动发电控制）调节服务，AGC调节性能指标中的调节精度需控制在额定容量的（）以内方可获得全额补偿。A.±0.5%B.±1%C.±2%D.±3%13.某300MW循环流化床机组，石灰石单耗设计值为8t/万kWh，2026年石灰石采购价为120元/吨，若机组实际石灰石单耗较设计值升高1t/万kWh，对应供电单位成本将升高（）元/MWh。A.0.12B.1.2C.12D.12014.按照2025年发布的《新型储能参与电力市场交易细则》，发电厂配套建设的电化学储能电站，容量不低于机组额定容量10%、时长不低于2小时的，可享受的容量补偿标准为每年（）元/kW。A.100B.200C.300D.40015.发电厂发电水耗率是指每发1kWh电量消耗的新鲜水量，2026年空冷燃煤机组发电水耗标杆值为不高于（）m³/万kWh。A.0.2B.0.4C.0.8D.1.216.以下哪项不属于发电厂可变运营成本范畴（）。A.燃煤成本B.化学药剂成本C.固定资产折旧D.排污权交易成本17.2026年电力现货市场试运行区域，现货市场实时电价出清周期为（）分钟，实现电力供需的实时匹配。A.5B.15C.30D.6018.某1000MW超超临界机组，锅炉效率设计值为94.2%，若实际运行中锅炉排烟温度较设计值升高10℃，对应锅炉效率约下降（）个百分点。A.0.1B.0.5C.1.0D.1.519.发电厂开展度电成本核算时，以下哪项成本不计入度电固定成本分摊范畴（）。A.财务费用B.运行人员薪酬C.设备检修材料费D.购水费20.按照《煤电机组节能降碳改造升级行动计划》要求，2026年底前，全国现役300MW及以上煤电机组汽轮机热耗率需达到同容量机组标杆值，其中600MW超临界湿冷机组热耗率标杆值为（）kJ/kWh。A.7800B.7950C.8100D.8250二、多项选择题（共10题，每题2分，每题有2个及以上正确答案，多选、少选、错选均不得分）1.2026年发电厂能源经济运行核心考核指标包含以下哪些类别（）。A.能效指标B.环保合规指标C.市场交易收益指标D.成本管控指标E.安全生产天数指标2.影响发电厂供电煤耗的主要运行因素包括（）。A.锅炉主再热蒸汽参数B.汽轮机真空度C.厂用电率D.入炉煤热值稳定性E.机组负荷率3.2026年电力市场体系中，发电厂可参与的交易品种包括（）。A.中长期电能量交易B.现货电能量交易C.辅助服务交易D.绿电绿证交易E.碳配额交易4.发电厂燃料成本管控的核心环节包括（）。A.入厂煤采购定价B.来煤接卸与采制化管控C.煤场存储损耗管控D.入炉煤掺配掺烧优化E.飞灰含碳量管控5.煤电机组参与深度调峰对运行经济性的负面影响包括（）。A.锅炉燃烧效率下降B.汽轮机热耗率升高C.厂用电率升高D.设备磨损加剧E.脱硫脱硝药剂单耗升高6.2026年发电厂可申请的政策性补贴包括（）。A.热电联产供热补贴B.节能降碳改造专项资金补贴C.灵活性改造容量补偿D.环保设施运行补贴E.超额发电奖励补贴7.发电厂厂用电率优化的主要措施包括（）。A.风机、水泵变频改造B.输煤系统顺控启动减少空转C.脱硫系统浆液循环泵组合优化D.冷端系统优化调整降低循环水泵电耗E.照明系统LED改造8.碳市场履约管理中，发电厂碳排放量核算的核心排放源包括（）。A.化石燃料燃烧排放B.脱硫过程石灰石分解排放C.购电对应的间接排放D.生产过程逸散排放E.职工生活通勤排放9.影响发电厂电力现货市场报价决策的核心因素包括（）。A.机组实时边际发电成本B.全网负荷预测值C.新能源出力预测值D.相邻机组检修计划E.电网阻塞约束10.供热机组热电联产经济运行的优化方向包括（）。A.供热期优先安排高参数机组带供热基础负荷B.采用热泵技术回收循环水余热供热C.优化抽汽参数匹配供热需求D.非供热期纯凝运行优化降低煤耗E.降低回水温度提升换热效率三、判断题（共10题，每题1分，正确打√，错误打×）1.发电厂供电煤耗是指发电厂每供应1kWh上网电量所消耗的标准煤量，单位为gce/kWh。（）2.2026年煤电容量电费直接纳入电网企业输配电价回收，与机组实际上网电量完成情况无关，只要机组处于可用状态即可全额获得容量补偿。（）3.入厂煤与入炉煤热值差越大，说明燃料管理环节损耗越高，电厂燃料成本管控效果越好。（）4.机组参与AGC调频服务获得的补偿收益，全部归电厂所有，无需分摊给其他市场主体。（）5.绿电交易价格在常规电价基础上包含环境溢价，购买绿电的用户可等量抵扣对应消费电量的可再生能源消纳责任权重。（）6.煤场存储损耗是指煤炭在煤场堆放过程中由于风吹、雨淋、自燃等造成的热值损失和数量损失，通常干煤棚存储损耗低于露天煤场。（）7.当电网新能源出力大幅提升、电力供应富余时，发电厂应当尽量提高机组出力，避免机组低负荷运行造成煤耗升高。（）8.发电厂排污权可在二级市场进行交易，企业富余的排污权指标可出售获取收益，不足部分需通过市场购买，否则不得超过排污许可证总量排放。（）9.汽轮机真空度越高，机组发电煤耗越低，因此运行中应尽量将真空维持在最高水平，无需考虑循环水泵电耗成本。（）10.度电成本是指发电厂每生产1kWh上网电量所分摊的全部成本，是衡量电厂经济运行水平的核心综合性指标。（）四、简答题（共3题，每题10分）1.简述2026年煤电企业能源经济运行面临的核心市场环境变化，并说明对应的运行调整方向。2.简述入炉煤掺配掺烧优化的核心原则及经济性测算方法。3.简述煤电机组深度调峰的经济性边界测算逻辑，说明机组参与深度调峰的决策依据。五、计算题（共2题，每题15分）1.某2×600MW超临界湿冷燃煤电厂，2026年全年发电量60亿kWh，上网电量56.4亿kWh，消耗天然煤270万吨，天然煤平均收到基低位热值为20900kJ/kg，入厂煤平均热值为21318kJ/kg，天然煤采购含税均价为847元/吨（税率13%），全年石灰石消耗24万吨，采购含税价135.6元/吨（税率13%），购水费1200万元，职工薪酬8000万元，固定资产折旧3.2亿元，财务费用1.2亿元，全年获得容量电费补偿1.8亿元，辅助服务收益3600万元，绿电交易溢价收益2000万元。已知标准煤热值为29271kJ/kg，不考虑其他成本，计算：（1）全厂平均供电煤耗；（2）入厂入炉煤热值差；（3）不含税单位燃料成本（元/MWh）；（4）全厂不含税度电总成本（元/kWh，不含各类市场交易收益）。2.某300MW热电联产机组，额定容量300MW，采暖期额定抽汽工况下供电煤耗为280gce/kWh，供热煤耗为40kgce/GJ，当前机组运行工况为：发电负荷180MW，供热量为200GJ/h，参与深度调峰时出力可降至120MW，调峰低于150MW（额定容量50%）时补偿标准为0.5元/kWh，低负荷运行时供电煤耗升至320gce/kWh，供热煤耗不变，标准煤不含税价为1000元/吨，不考虑其他成本变动，计算：（1）当前工况下机组每小时发电边际收益（按上网电价0.38元/kWh、煤耗280gce/kWh测算）；（2）将出力降至120MW参与深度调峰时，扣除煤耗升高成本后的每小时调峰净收益；（3）若调峰需额外增加厂用电1.2MW（对应上网电量减少，厂用电价按上网电价折算），调整后的调峰净收益为多少。参考答案一、单项选择题1.B解析：根据《2025年全国电力系统调节能力建设专项行动方案》，2026年统调煤电机组平均供电煤耗需降至298gce/kWh以下，现役300MW及以上机组能效达标率不低于90%。2.B解析：2026年煤电容量电价机制覆盖全部合规煤电机组，容量补偿对应400小时利用小时，剩余电量通过电能量市场获取收益，建立“容量+电量”的两部制电价体系。3.B解析：国家能源局2025版《火力发电厂能效标杆水平》明确，入厂入炉煤热值差不得超过418kJ/kg（即100kcal/kg），超过部分纳入能效考核扣减分数。4.B解析：2026年全国碳市场第二个履约周期规则明确，污染物排放未达标的机组，对应碳减排量核减10%，超排20%以上的机组直接扣除等量配额。5.B解析：《虚拟电厂参与电力市场交易导则（2026版）》明确，虚拟电厂准入门槛为可调容量≥10MW，持续可调时间≥1小时，可参与调峰、调频等辅助服务市场。6.B解析：机组启动调试用电属于基建或专项成本范畴，不计入生产期厂用电率统计，脱硫脱硝、生产办公、输煤系统用电均计入发电厂用电。7.B解析：氮氧化物污染当量数=1900kg÷0.95kg/当量=2000当量，应纳税额=2000×1.2=2400元，排放浓度低于限值30%的减按75%征收，即2400×0.7=1680元。8.B解析：2026年调峰补偿标准明确，出力在额定容量50%-40%区间补偿0.2元/kWh，40%-30%区间补偿0.4元/kWh，低于30%区间补偿0.8元/kWh。9.A解析：2025年更新的煤电长协定价机制维持5500大卡动力煤港口价570-770元/吨的合理区间，长协签约量占煤电企业用煤比例不低于80%。10.A解析：《热电联产管理办法》2025修订版明确，采暖期热电比不低于50%、非采暖期不低于30%的机组，方可认定为合规热电联产机组并享受对应补贴。11.B解析：2026年碳市场履约规则明确，CCER抵消比例维持5%上限，其中新能源项目产生的CCER占比不低于70%。12.B解析：AGC调节性能考核要求调节精度在±1%额定容量以内、响应时间小于1分钟、调节速率达到额定容量2%/分钟，方可获得全额AGC补偿。13.C解析：单耗升高1t/万kWh=0.1t/MWh，对应成本升高0.1t/MWh×120元/t=12元/MWh。14.C解析：2026年新型储能容量补偿标准为300元/kW·年，补偿期限10年，配套储能的煤电机组调峰能力需达到额定容量的20%以上。15.A解析：2026年燃煤机组水耗标杆值为空冷机组≤0.2m³/万kWh，湿冷机组≤0.8m³/万kWh，鼓励废水零排放改造。16.C解析：固定资产折旧属于固定成本，不随发电量变化，燃煤、药剂、排污权成本均随发电量或运行工况变动，属于可变成本。17.B解析：电力现货市场实时市场每15分钟出清一次价格，反映实时电力供需平衡状况，引导机组调整出力。18.B解析：锅炉排烟温度每升高10℃，锅炉效率约下降0.4-0.6个百分点，对应煤耗升高约1.5gce/kWh。19.D解析：购水费属于可变成本，随发电量、供热规模变动，财务费用、人员薪酬、检修材料属于固定成本范畴，按年度分摊至度电成本。20.B解析：600MW超临界湿冷机组热耗率标杆值为7950kJ/kWh，对应供电煤耗约295gce/kWh；1000MW超超临界机组热耗率标杆值为7700kJ/kWh。二、多项选择题1.ABCD解析：安全生产天数属于安全考核指标，不属于能源经济运行范畴，其余四项均为经济运行核心考核指标。2.ABCDE解析：主再热参数偏低、真空下降、厂用电率升高、煤质波动、负荷率偏低均会直接导致供电煤耗升高。3.ABCDE解析：2026年电力市场体系实现电能量、辅助服务、碳市场、绿证市场协同运行，发电企业可全部参与上述交易品种。4.ABCD解析：飞灰含碳量属于锅炉运行效率管控环节，不属于燃料管理全流程的核心环节，其余四项为燃料成本管控从采购到入炉的全链条环节。5.ABCDE解析：机组低负荷深度调峰时，锅炉燃烧稳定性下降、效率降低，汽机偏离最优工况热耗升高，辅机单耗上升，设备磨损增加，环保药剂消耗升高，综合推高运行成本。6.ABCD解析：超额发电无专项奖励补贴，其余四项均为2026年生效的煤电可申请政策性补贴资金。7.ABCDE解析：所有选项均为厂用电率优化的成熟技术与管理措施，可实现厂用电率下降0.5-2个百分点。8.ABCD解析：职工生活通勤排放不属于企业生产排放核算范畴，不计入电厂碳排放量核查边界。9.ABCDE解析：现货报价需结合自身成本、全网供需、新能源波动、设备状态、电网阻塞等多维度因素决策，实现收益最大化。10.ABCDE解析：所有选项均为热电联产机组经济运行的核心优化方向，可降低供热煤耗10%以上。三、判断题1.√解析：供电煤耗统计口径为上网电量对应的标准煤消耗量，是衡量煤电机组能效的核心指标。2.×解析：容量电费与机组可用率挂钩，机组非计划停运、出力受阻时将按比例扣减容量电费，并非无条件全额发放。3.×解析：热值差越大说明燃料存储、转运环节损耗越高，燃料管控效果越差。4.×解析：AGC调频补偿需按比例分摊给提供调节资源支撑的其他机组、用电负荷，并非全部归报价机组所有。5.√解析：绿电交易实现“证电合一”，绿电对应的环境权益随电量同步转移，可直接抵扣消纳责任权重。6.√解析：干煤棚可减少雨水冲刷、风吹损失，降低煤炭自燃概率，存储损耗通常可控制在1%以内，低于露天煤场3%左右的损耗水平。7.×解析：新能源大发时，煤电机组需按调度要求降低出力参与调峰，获取调峰补偿，而非盲目提高出力。8.√解析：排污权实行有偿使用与交易制度，企业排污总量不得超过排污许可证载明指标，富余指标可交易流转。9.×解析：真空优化需平衡煤耗下降收益与循环水泵电耗升高成本，找到最优真空点，并非真空越高经济性越好。10.√解析：度电成本覆盖固定成本、可变成本全口径，是反映电厂综合经济运行水平的核心指标。四、简答题1.答：2026年煤电企业面临的核心市场环境变化包括三方面：一是电价机制全面转型，“容量电价+电量电价+辅助服务电价”的三部制电价体系全面落地，容量电价覆盖煤电固定成本的40%左右，电能量价格随市场供需波动，辅助服务收益占比提升至营收的10%-15%，煤电功能定位由传统主力电源向基础保障性+系统调节性电源转型；二是多市场协同运行压力增大，电力中长期、现货、辅助服务市场与碳市场、绿证市场、排污权交易市场深度耦合，市场协同决策直接影响企业整体收益；三是能效与环保约束持续收紧，供电煤耗、水耗、排放限值进一步提标，未达标机组将面临补贴扣减、配额罚款等约束。对应的运行调整方向：一是优化机组运行方式，在满足电网调节需求的前提下，平衡调峰补偿收益与低负荷煤耗升高成本，实现全工况经济运行；二是建立多市场协同交易决策机制，统筹长协签约、现货报价、辅助服务申报、碳资产管理、绿证交易的协同优化，避免单一市场决策造成收益损失；三是深化节能降碳改造，开展汽轮机通流改造、锅炉低负荷稳燃改造、辅机变频改造，将机组能效提升至标杆水平；四是强化燃料全链条管控，稳定入炉煤质，降低热值差与存储损耗，摊薄燃料成本；五是优化供热运行，推广余热回收技术，提升热电联产综合能效。2.答：入炉煤掺配掺烧的核心原则包括四个方面：一是安全合规原则，掺配后煤质需满足锅炉设计煤质边界要求，保证燃烧稳定、不发生结焦、堵磨、超温等安全问题，同时满足脱硫脱硝系统入口参数要求，实现污染物达标排放；二是成本最优原则，在满足工况要求的前提下，尽可能掺配低价经济煤种，降低入炉综合标煤单价；三是工况匹配原则，高负荷时段掺配高热值、高挥发分煤种，保证带负荷能力，低负荷调峰时段适当提高高挥发分煤种比例保证燃烧稳定，停机备用前适当掺配低硫煤种减少设备腐蚀；四是库存适配原则，根据煤场库存结构调整掺烧比例，减少煤炭长期存储造成的热值损耗。经济性测算方法：首先测算各煤种的到厂综合成本，包含采购价、运输费、接卸损耗成本，折算为标准煤单价；其次测算不同掺配比例下的入炉综合标煤单价；再测算不同掺配比例对应的非燃料成本变动，包括锅炉效率变化带来的煤耗成本、制粉系统电耗变化、脱硫脱硝药剂消耗变化、设备磨损带来的检修成本变动；最终将入炉煤成本与变动的非燃料成本加总，总成本最低的掺配比例即为最优掺配方案，当煤种变动影响工况稳定性时，需扣除安全风险对应的潜在成本后再进行比选。3.答：深度调峰的经济性边界测算核心逻辑是对比调峰获得的收益与调峰增加的成本，当收益大于成本时参与调峰具备经济性。具体测算步骤：一是测算调峰增量收益，包括不同调峰深度对应的调峰补偿收益、调峰时段电能量价格波动对应的机会成本（即少发电量对应的电能量收益损失）、参与调峰获得的考核减免收益；二是测算调峰增量成本，包括低负荷下锅炉效率下降、汽机热耗升高带来的煤耗增加成本、厂用电率升高带来的购电成本增加、环保药剂单耗升高的成本、低负荷运行带来的设备寿命折损与检修成本增加、低负荷稳燃所需的助燃成本；三是进行盈亏平衡测算，当单位调峰电量的补偿标准能够覆盖单位调峰电量的增量成本与机会成本之和时，即为调峰的经济边界。决策依据：一是满足电网调度强制调峰要求的情况下，优先通过运行优化降低调峰增量成本；二是自愿参与调峰时，需提前测算不同调峰深度的净收益，优先选择净收益最高的调峰档位报价；三是当调峰带来的设备损耗成本远高于补偿收益时，可通过购买储能调峰服务、代理用户侧可调节负荷等方式完成调峰义务，避免机组深度调峰造成大额亏损。五、计算题1.解：（1）全厂消耗标准煤量=天然煤消耗量×天然煤平均热值÷标准煤热值=270万吨×20900kJ/kg÷29271kJ/kg≈2700000×0.714≈192.78万吨=1927800000kg；供电煤耗=标准煤消耗量÷上网电量=1927800000kg÷56.4亿kWh≈1927800000×1000g÷5640