2025年集控副控、主控競崗題庫及答案（一）基礎知識題（選擇題）1.超超臨界機組正常運行中，主蒸汽壓力設計值一般為（）A.16.7MPaB.25.4MPaC.28.0MPaD.31.0MPa答案：C解析：目前國內主流超超臨界機組主蒸汽壓力多為25-31MPa，典型設計值為28.0MPa（如N1000-28/600/620型機組）。2.汽輪機潤滑油溫正?？刂品秶牵ǎ〢.30-35℃B.35-40℃C.40-45℃D.45-50℃答案：C解析：潤滑油溫過低會導致油膜厚度不足，過高會降低油的粘度，40-45℃為最佳范圍，確保軸承潤滑和冷卻效果。3.鍋爐MFT動作后，下列哪項操作正確（）A.立即停止所有磨煤機B.保持送引風機運行5分鐘通風C.關閉減溫水電動門D.開啟過熱器疏水門答案：B解析：MFT動作后需維持30%風量通風5分鐘，排除爐膛內未燃盡燃料，防止爆燃；A選項磨煤機已聯動跳閘，無需額外操作；C選項減溫水應視情況調整，防止受熱面超溫；D選項過熱器疏水應根據壓力情況決定。（二）設備操作題（簡答題）1.簡述600MW機組啟動過程中，汽輪機沖轉前需確認的主要條件。答案：（1）汽輪機盤車連續(xù)運行4小時以上，大軸彎曲值在原始值±0.02mm以內；（2）潤滑油壓0.1-0.15MPa，油溫40-45℃，EH油壓14.5-16.0MPa；（3）凝汽器真空≥-85kPa（具體數值根據機組設計）；（4）主蒸汽參數滿足沖轉要求（如主汽壓力3.5-4.0MPa，溫度320-350℃，過熱度≥50℃）；（5）DEH系統(tǒng)狀態(tài)正常，轉速控制模式已切至“自動”；（6）各軸承金屬溫度＜90℃，回油溫度＜70℃；（7）高壓缸排汽逆止門、各抽汽逆止門關閉到位；（8）ETS保護試驗合格，所有跳閘信號復位。2.鍋爐啟動過程中，汽水分離器“干態(tài)”轉“濕態(tài)”的判斷依據及操作要點。答案：判斷依據：當汽水分離器出口蒸汽過熱度≥20℃，且儲水罐水位持續(xù)下降至最低可見水位（約200mm），標志著鍋爐進入干態(tài)運行；若過熱度＜10℃或儲水罐水位快速上升，需切回濕態(tài)。操作要點：（1）緩慢增加給水量，維持給煤量與給水量的匹配（煤水比約1:42-45）；（2）逐步關閉儲水罐至凝汽器疏水閥，開啟過熱器減溫水調節(jié)門；（3）密切監(jiān)視各受熱面壁溫，尤其是螺旋水冷壁出口溫度，控制溫升率≤1.5℃/min；（4）協調調整一、二次風量，保持爐膛出口煙溫＜540℃，防止再熱器超溫；（5）若出現過熱度下降趨勢，立即增加燃料量或減少給水量，必要時開啟儲水罐疏水。（三）異常及事故處理題（案例分析）案例：某300MW機組運行中，凝結水泵A跳閘，備用泵B未自啟，試分析處理步驟。答案：處理步驟：1.立即手動啟動備用泵B，若啟動失敗，檢查6kV母線電壓、開關狀態(tài)及熱工信號（如過流、軸承溫度高跳閘原因）；2.若泵B無法啟動，迅速啟動凝結水泵C（若有第三臺泵），同時聯系電氣檢查泵A、B故障原因；3.密切監(jiān)視凝汽器水位，若水位快速下降，開啟凝結水再循環(huán)門，關閉至除氧器調門，必要時開啟凝補水泵加大補水；4.注意軸封加熱器水位，若水位低至-100mm，關閉軸加疏水至凝汽器門，防止空氣漏入；5.監(jiān)視各低壓加熱器水位，若因凝結水流量降低導致水位高，開啟低加危急疏水門；6.若所有凝結水泵均無法恢復，當凝汽器水位＜300mm時，匯報值長，減負荷至150MW以下；若水位＜100mm，按緊急停機處理；7.故障處理過程中，同步檢查凝結水壓力、流量變化對除氧器水位、給水泵入口壓力的影響，防止給水泵汽化。二、集控主控崗位競崗題庫及答案（一）綜合分析題（論述題）1.結合《防止電力生產事故的二十五項重點要求》，闡述機組高加解列后的風險控制措施。答案：高加解列后，風險主要包括：給水溫度下降導致煤耗增加、鍋爐燃燒調整困難、水冷壁超溫；抽汽管道水擊；給水泵入口壓力變化；軸向推力增大等?？刂拼胧┤缦拢海?）立即核對高加解列原因（如水位高、保護動作、泄漏），確認解列后抽汽逆止門、電動門關閉，疏水門開啟；（2）調整鍋爐燃燒：增加燃料量（給水溫度每降10℃，煤量約增加2-3%），降低一次風速，適當增大二次風箱與爐膛差壓，防止火焰中心上移；（3）監(jiān)視水冷壁及過熱器壁溫，若局部超溫（如超過報警值50℃），可開啟對應區(qū)域減溫水或調整燃燒器擺角；（4）檢查給水泵運行狀態(tài)：給水溫度下降會導致給水泵入口汽化壓力降低，需保持除氧器壓力≥0.8MPa（對應飽和溫度170℃），入口壓力≥1.2MPa（過冷度≥20℃）；（5）關注汽輪機軸向位移：高加解列后，高壓缸排汽量增加，軸向推力可能增大，若位移超過+1.0mm或-1.2mm（具體值按機組設計），應限制負荷；（6）控制負荷變化率：解列后30分鐘內，負荷變化率不超過3MW/min，防止汽壓、水位大幅波動；（7）做好恢復準備：聯系檢修檢查高加泄漏點，若為水位保護誤動，確認水位計正常后可重新投運；若為管束泄漏，申請停爐處理。（二）協調控制題（場景模擬）場景：某1000MW機組AGC、一次調頻投運中，電網頻率49.8Hz（目標50Hz），負荷指令1000MW，實際負荷980MW，主汽壓力19.5MPa（設定值25.0MPa），試分析偏差原因并制定處理方案。答案：偏差原因分析：（1）燃料側：給煤機斷煤、磨煤機堵煤導致實際煤量低于指令值；（2）汽水側：高加泄漏、過熱器減溫水調門誤開導致熱量損失；（3）設備故障：DEH調門卡澀、主汽壓力變送器失準；（4）控制邏輯：協調控制系統(tǒng)（CCS）中煤水比參數設置不當，或AGC指令與一次調頻動作沖突。處理方案：1.立即解除AGC，保持一次調頻投入，手動干預控制；2.檢查燃料系統(tǒng)：-核對給煤機轉速與煤量（如某臺給煤機轉速80%但煤量僅50t/h，可能斷煤）；-檢查磨煤機出口溫度（若＜60℃，可能堵煤），就地聽磨煤機聲音；-若斷煤，啟動備用給煤機，增大其他磨煤機煤量（單臺磨最大出力不超過75t/h）；3.檢查汽水系統(tǒng)：-對比各段過熱器、再熱器減溫水流量（正?！?50t/h），若某路流量突增，手動關閉調門；-檢查高加水位（正?！?00mm），若水位＞500mm，解列高加并開啟疏水；4.檢查主汽壓力控制：-對比就地與DCS壓力顯示（若偏差＞0.5MPa，可能變送器故障），切換至就地值控制；-若調門卡澀，手動搖至目標開度（高壓調門開度正常60-80%）；5.恢復協調控制：-待煤量、汽壓穩(wěn)定后，逐步投入AGC，設置負荷變化率≤15MW/min；-檢查CCS邏輯參數（煤水比系數應在42-45之間），必要時聯系熱工校驗；6.事件總結：記錄故障時間、處理步驟，聯系檢修排查給煤機斷煤原因（如皮帶跑偏、稱重傳感器故障），并對減溫水調門、壓力變送器進行校驗。（三）安全與管理題（簡答題）1.作為主控，如何組織機組C級檢修后的啟動驗收？需重點確認哪些內容？答案：組織流程：（1）提前3天參與檢修項目交底會，掌握主要檢修內容（如磨煤機襯板更換、給水泵密封改造、脫硝催化劑再生）；（2）啟動前24小時，檢查“檢修工作票”全部終結，設備標志、保護壓板恢復；（3）組織各專業(yè)聯合檢查：-機械專業(yè)：轉動設備油位、冷卻水、對輪罩安裝；-電氣專業(yè)：6kV開關拉合試驗、電機絕緣（≥100MΩ）；-熱工專業(yè)：DCS測點校驗（誤差≤0.5%）、保護傳動試驗（如MFT、ETS動作正確）；（4）啟動過程中重點確認：-轉機試運：軸承振動＜0.08mm（75kW以上電機），溫度＜80℃；-系統(tǒng)泄漏：主汽、再熱蒸汽管道法蘭無漏汽（聽針檢測無異常聲響）；-保護投運：鍋爐FSSS、汽輪機ETS、發(fā)電機差動保護100%投入；-參數達標：并網后3小時內，主汽溫/壓波動≤±5℃/±0.5MPa，各段煙溫偏差＜50℃。2.簡述《電業(yè)安全工作規(guī)程》中“兩票三制”在集控運行中的具體落實要求。答案：（1）工作票：-接收檢修工作票后，核對安全措施（如隔離閥門掛牌、電氣停電并驗電）；-開工前與工作負責人共同檢查措施執(zhí)行情況，確認無誤后雙方簽字；-設備試運時，收回工作票或辦理“試運單”，試運結束后重新恢復措施；（2）操作票：-復雜操作（如6kV開關停送電、高加投退）必須使用操作票，按“唱票-復誦-核對-操作”流程執(zhí)行；-操作前模擬預演，操作中嚴禁跳項、漏項，監(jiān)護人全程監(jiān)護；（3）交接班制：-提前30分鐘到崗，查閱運行日志、缺陷記錄、調度指令；-接班前召開班前會，明確本班重點（如高負荷調整、設備特巡）；-交接班時“五交清”：運行方式、設備狀態(tài)、異常及處理、操作及措施、上級指示；（4）巡回檢查制：-每2小時一次定時巡檢，重點檢查高參數設備（如主汽門、高加、給水泵）；-使用紅外測溫儀（軸承溫度＜90℃）、測振儀（振動＜0.06mm）、聽針（無異音）；-發(fā)現缺陷立即錄入MIS系統(tǒng)，危急缺陷（如主汽管道泄漏）10分鐘內匯報值長；（5）設備定期試驗輪換制：-每周一試驗備用給水泵、凝結水泵聯動；-每月15日試驗鍋爐滅火保護、汽輪機OPC動作；-試驗前確認系統(tǒng)運行方式允許，試驗后記錄動作時間、參數變化。三、拓展提升題（選答題，主控崗位重點）1.結合“雙碳”目標，分析超超臨界機組深度調峰（30%額定負荷）時的運行優(yōu)化策略。答案：深度調峰運行風險：燃燒不穩(wěn)、低負荷下脫硝效率下降、空預器低溫腐蝕、給水泵小流量汽化。優(yōu)化策略：（1）燃燒調整：-采用“少層數、大給煤量”方式（如投運3層磨，單臺煤量≥40t/h），提高火焰中心穩(wěn)定性；-投入等離子或微油點火系統(tǒng)，維持燃燒器區(qū)域溫度＞1100℃；-降低一次風率至20-25%（正常28-32%），提高煤粉濃度；（2）環(huán)?？刂疲?脫硝系統(tǒng)入口煙溫＜300℃時，開啟省煤器旁路（若有）或投入煙氣加熱裝置，確保催化劑活性；-脫硫系統(tǒng)調整循環(huán)泵運行臺數（30%負荷投2臺），控制pH值5.2-5.8，防止石膏脫水困難；（3）設備保護：-給水泵最小流量閥保持開啟（流量＞280t/h），防止汽化；-空預器冷端綜合溫度（排煙溫度+入口風溫）＞130℃，投入熱風吹掃；-汽輪機低負荷時，開啟高壓缸排汽通風閥，防止鼓風超溫（排汽溫度＜120℃）；（4）經濟性提升：-優(yōu)化輔機運行方式（如引風機切至工頻，降低廠用電率）；-采用滑壓運行（主汽壓力=0.1×負荷+5.0MPa），減少節(jié)流損失；-回收排汽余熱（如利用低加疏水加熱凝結水），提高循環(huán)效率。2.某機組DCS系統(tǒng)突發(fā)“工程師站離線”“DPU通信中斷”報警，試制定應急處置方案。答案：處置原則：優(yōu)先保障機組安全，利用硬操盤、就地儀表監(jiān)控，避免誤操作。處置步驟：（1）立即確認報警真實性：檢查其他操作員站是否正常（若全部離線，啟動緊急停機流程）；（2）若僅工程師站離線，不影響控制，聯系熱工檢查網線、交換機；（3）若DPU通信中斷（如某臺鍋爐DPU離線）：-確認該DPU控制的設備（如給煤機、減溫水調門）是否失控，手動切換至硬操盤操作；-保持主汽壓力、水位穩(wěn)定（通過就地壓力表、電接點水位計監(jiān)視）；-禁止進行任何自動/手動切換操作，防止指令丟失；（4）若DCS全面崩潰