2025年电厂巡检考试题及答案

2025年电厂巡检考试题及答案一、单项选择题（每题2分，共40分）1.某300MW燃煤电厂锅炉水冷壁巡检时，发现某区域管壁温度异常升高（正常范围350-420℃），当前实测485℃，最可能的原因是（）。A.燃烧器配风不均B.水冷壁管内结垢C.省煤器泄漏D.过热器超温答案：B（管内结垢导致传热受阻，管壁温度异常升高）2.汽轮机润滑油系统巡检中，若发现主油箱油位在1小时内下降150mm（正常波动≤50mm/h），优先检查的部位是（）。A.冷油器泄漏B.油净化装置排油C.密封瓦漏油D.事故放油门未关严答案：C（密封瓦漏油是油位快速下降的常见原因，冷油器泄漏通常伴随油质乳化）3.110kVGIS组合电器室巡检时，若闻到明显的臭鸡蛋味，最可能的故障是（）。A.SF6气体分解产生H2SB.电缆绝缘老化C.避雷器击穿D.断路器触头烧蚀答案：A（SF6在放电或高温下分解会生成H2S、SO2等有毒气体，有臭鸡蛋味）4.循环水系统巡检中，凝汽器进口压力0.25MPa（正常0.2-0.3MPa），出口压力0.12MPa（正常0.15-0.2MPa），可能的问题是（）。A.循环水泵出力不足B.凝汽器铜管堵塞C.循环水管道阀门误关D.冷却塔布水不均答案：B（进出口压差增大，表明凝汽器内部阻力增加，常见于铜管堵塞）5.化学专业巡检时，发现除盐水箱PH值由7.2降至6.5（正常6.8-7.5），电导率由0.1μS/cm升至0.3μS/cm，最可能的原因是（）。A.反渗透膜破损B.阳离子交换树脂失效C.阴离子交换树脂失效D.水箱密封不严答案：B（阳离子树脂失效会导致H+残留，PH降低且电导率上升）6.锅炉空预器巡检时，若听到周期性“咔嗒”异响，且电流波动±5A（正常波动≤2A），最可能的故障是（）。A.传热元件积灰B.扇形板卡涩C.驱动电机轴承损坏D.导向轴承磨损答案：B（扇形板与转子卡涩会导致电流波动和机械异响）7.汽轮机轴瓦温度正常运行范围为45-75℃，若某瓦温升至85℃且持续上升，应首先（）。A.降低机组负荷B.检查润滑油压、油温C.投入备用冷油器D.启动顶轴油泵答案：B（轴瓦温度异常优先检查润滑系统，油压、油温是直接影响因素）8.电气高压柜巡检时，发现某间隔母线排连接处温度85℃（环境温度30℃），根据DL/T664-2016标准，该接点（）。A.正常（最高允许90℃）B.需跟踪监测C.需立即停电处理D.需降低负荷运行答案：B（铜排连接处允许温度≤90℃，85℃接近限值，需加强监测）9.输煤系统巡检中，发现皮带跑偏量达带宽的15%（正常≤5%），正确的处理措施是（）。A.调整尾部滚筒张紧装置B.清理滚筒表面粘煤C.调整中间托辊角度D.紧急停机处理答案：D（跑偏量超过10%需停机处理，防止皮带撕裂）10.锅炉脱硝系统巡检时，发现氨逃逸在线监测值3.5ppm（设计≤3ppm），可能的原因是（）。A.喷氨格栅堵塞B.催化剂活性下降C.稀释风流量过大D.烟气温度偏低答案：B（催化剂失效会导致氨未完全反应，逃逸量增加）11.汽轮机EH油系统巡检中，发现油箱油温40℃（正常45-55℃），油动机动作迟缓，可能的原因是（）。A.EH油泵出力不足B.油滤油器堵塞C.油温过低导致油粘度增大D.伺服阀卡涩答案：C（油温低于45℃时，EH油粘度增加，影响油动机响应速度）12.化学加药间巡检时，发现联氨加药泵出口压力0.1MPa（正常0.3-0.5MPa），流量为0，可能的故障是（）。A.药液箱液位低B.泵进出口止回阀损坏C.电机反转D.加药管道堵塞答案：B（止回阀损坏会导致压力无法建立，流量为0；管道堵塞会伴随压力升高）13.发电机氢冷系统巡检中，氢气纯度由98.5%降至95%（正常≥96%），湿度由3g/m³升至5g/m³，最可能的泄漏点是（）。A.氢冷器铜管漏B.密封瓦氢侧回油管道C.发电机端盖密封D.氢气干燥器失效答案：A（氢冷器铜管漏会导致冷却水进入氢系统，同时降低纯度和增加湿度）14.锅炉吹灰系统巡检时，发现某声波吹灰器运行中无振动，可能的原因是（）。A.压缩空气压力不足（正常0.5-0.7MPa）B.声波发生器膜片破裂C.控制电源故障D.吹灰枪卡涩答案：B（膜片破裂会导致无法产生声波振动；压缩空气不足会影响吹灰效果但仍有振动）15.输灰系统巡检中，仓泵输送时间由80s延长至150s（正常≤120s），输送压力0.4MPa（正常0.3-0.35MPa），可能的问题是（）。A.仓泵进料阀未关严B.输灰管道堵塞C.压缩空气流量不足D.灰斗料位过高答案：B（输送时间延长且压力升高，表明管道阻力增大，常见于堵塞）16.汽轮机真空系统巡检时，凝汽器真空由-95kPa降至-90kPa，循环水进出口温差由8℃升至12℃，可能的原因是（）。A.真空泵出力下降B.凝汽器铜管结垢C.轴封供汽压力降低D.循环水量减少答案：D（循环水量减少会导致进出口温差增大，同时真空下降）17.化学澄清池巡检时，出水浊度由5NTU升至20NTU，矾花细小松散，可能的原因是（）。A.混凝剂加药量不足B.助凝剂加药量过大C.原水流量波动D.排泥间隔过长答案：A（加药量不足会导致矾花无法有效团聚，出水浊度升高）18.电气厂用变压器巡检时，发现铁芯温度95℃（绕组温度85℃，环境温度30℃），可能的故障是（）。A.绕组局部短路B.铁芯多点接地C.冷却风扇故障D.负荷过高答案：B（铁芯正常温度应低于绕组，多点接地会导致涡流损耗增加，铁芯温度异常升高）19.锅炉给水泵巡检中，发现轴承振动值0.08mm（报警值0.07mm），且振动频率与转速频率一致（2倍频不明显），可能的原因是（）。A.转子动不平衡B.轴承间隙过大C.对中不良D.泵体基础松动答案：A（基频振动为主，通常由转子动不平衡引起）20.脱硫系统巡检时，吸收塔pH值由5.8降至5.2（正常5.5-6.0），石膏浆液密度由1150kg/m³升至1250kg/m³，可能的原因是（）。A.石灰石浆液供浆泵故障B.氧化风机停运C.石膏排出泵故障D.吸收塔液位过高答案：C（石膏排出泵故障会导致浆液密度升高，同时pH因反应产物积累而下降）二、判断题（每题1分，共10分）1.锅炉巡检时，发现省煤器区域有“嘶嘶”泄漏声，应立即靠近确认泄漏点。（）答案：×（高压汽水泄漏可能引发喷溅，需保持安全距离并汇报）2.汽轮机EH油系统油压0.8MPa（正常14-16MPa），应立即启动备用油泵并停机。（）答案：√（油压低于联锁值需紧急停机，防止油动机失控）3.电气设备红外测温时，可直接测量带高压电的触头表面温度。（）答案：√（红外测温为非接触式，符合安全规范）4.化学取样时，应先开启取样门，待样品稳定流动1-2分钟后再采集。（）答案：√（冲洗管道确保样品代表性）5.输煤皮带巡检时，发现托辊不转但无发热，可继续运行至停机检修。（）答案：√（无发热说明未卡涩，可暂不处理）6.发电机内冷水pH值低于6.8时，应立即加大联氨加药量。（）答案：×（内冷水pH低需检查离子交换器，联氨用于除氧，不调节pH）7.锅炉空预器停转时，应立即投入消防水灭火。（）答案：×（空预器停转需先检查驱动装置，消防水仅在确认着火时使用）8.循环水泵轴承温度85℃（报警值80℃），应立即切换备用泵。（）答案：√（超报警值需紧急处理，防止轴承损坏）9.脱硝系统喷氨量应根据入口NOx浓度和负荷调整，与氧量无关。（）答案：×（氧量影响NOx生成，需同步监测调整）10.汽轮机盘车运行时，若大轴弯曲值超过0.07mm（正常≤0.03mm），应立即停止盘车。（）答案：×（盘车可防止大轴永久弯曲，需保持运行并汇报）三、简答题（每题6分，共30分）1.简述锅炉汽水系统巡检的重点内容。答案：①检查各段受热面（水冷壁、过热器、再热器）管壁温度是否在设计范围（±50℃内），有无超温、变色；②观察汽包水位计指示是否与DCS一致（偏差≤30mm），双色水位计颜色是否清晰（汽相亮、液相暗）；③检查主蒸汽、再热蒸汽、给水管道支吊架是否完好，有无位移、松脱；④监听管道及阀门有无泄漏异响（如“嘶嘶”声），重点检查焊口、法兰、疏水阀；⑤记录减温水流量、各段汽压（主汽压±0.5MPa、再热汽压±0.2MPa），分析是否与负荷匹配；⑥查看汽水分离器（直流炉）水位、温度是否稳定，有无波动异常。2.汽轮机轴瓦振动异常（≥0.07mm）的排查步骤。答案：①确认振动监测仪表是否正常（对比相邻瓦振、轴承盖振动值）；②检查润滑油压（≥0.12MPa）、油温（45-55℃）是否稳定，油质有无乳化（观察油色、透明度）；③核对机组负荷、蒸汽参数（主汽温±10℃、主汽压±0.5MPa）是否突变；④检查轴封供汽压力（0.02-0.03MPa）、真空（-92kPa以下）是否异常；⑤利用振动频谱分析，判断振动频率（基频、倍频），区分动不平衡（基频为主）、对中不良（2倍频）、轴承故障（高频）；⑥若振动持续上升至0.1mm，立即打闸停机，防止设备损坏。3.电气高压开关柜巡检的关键项目及标准。答案：①外观检查：柜体无变形、锈蚀，柜门密封良好（无灰尘进入），接地螺栓无松动（接地电阻≤4Ω）；②温湿度监测：柜内温度≤40℃，湿度≤70%（带加热装置时应自动投退）；③触头温度：通过红外测温，梅花触头、母排连接处温度≤90℃（环境30℃时），与相邻相温差≤10℃；④仪表指示：电压表、电流表无大幅波动（偏差≤5%），指示灯（分/合闸、储能）与实际状态一致；⑤声音监听：无异常放电声（“滋滋”声）或机械卡涩声；⑥SF6压力（若有）：保持在0.4-0.5MPa（20℃），密度继电器无报警；⑦电缆头检查：无渗油、裂纹，相位标识清晰，防火封堵严密（无空隙）。4.化学专业汽水监督的主要指标及超标危害。答案：①炉水pH值（9.0-9.5）：过低会导致水冷壁酸性腐蚀，过高易引发碱性脆化；②炉水磷酸根（2-8mg/L）：低于2mg/L防垢效果差，高于8mg/L易产生磷酸盐隐藏现象；③蒸汽硅含量（≤20μg/L）：超标会导致汽轮机通流部分积硅，降低效率甚至卡涩；④凝结水硬度（≤1μmol/L）：硬度高说明凝汽器泄漏，易造成锅炉结垢；⑤发电机内冷水电导率（≤2μS/cm）：过高会增大泄漏电流，威胁绝缘；⑥循环水浓缩倍率（3-5）：过低浪费水资源，过高易结垢、腐蚀。5.输煤系统皮带撕裂的典型征兆及预防措施。答案：征兆：①皮带运行中突然发出异常撕裂声；②皮带上出现纵向划痕或局部破损；③落煤管堵塞后疏通时皮带卡阻；④皮带秤、除铁器等附件卡入异物（如铁件、木块）。预防措施：①加强煤源管理，减少大块煤、异物进入（安装除大块机、除铁器）；②定期检查皮带接口（无开胶、起皮），硫化接头无裂纹；③落煤管内壁加装防磨衬板，避免棱角划伤皮带；④安装皮带防撕裂保护（如纵向撕裂开关），定期试验有效性；⑤巡检时重点检查导料槽、裙边密封是否卡煤，托辊是否脱落；⑥皮带启动前确认无卡阻，运行中控制煤量（不超过额定出力110%）。四、案例分析题（每题10分，共20分）案例1：某350MW机组运行中，锅炉DCS显示汽包水位低报警（-100mm，正常±50mm），给水泵转速由3000rpm升至5000rpm（额定5500rpm），给水流量450t/h（正常500t/h），主蒸汽流量520t/h。问题：分析可能原因及处理步骤。答案：可能原因：①给水管道泄漏（如高加出口管、省煤器入口联箱）；②水冷壁或省煤器爆管（汽水损失增大）；③汽包水位计故障（假水位）；④给水泵出力不足（如勺管卡涩、泵内汽蚀）。处理步骤：1.立即核对就地双色水位计，确认是否为假水位（若就地水位正常，联系热控校验DCS测点）；2.若就地水位确实低，检查给水泵电流（正常80-100A）、出口压力（18-20MPa），若压力低且电流小，可能泵内汽蚀（开启泵入口再循环门，检查除氧器水位、压力是否正常）；3.检查给水管道各阀门、焊口、高加筒体有无泄漏（听声、看保温是否潮湿）；4.对比主蒸汽流量与给水流量差值（正常≤5%），若差值＞10%，可能受热面泄漏（检查炉膛负压是否变正、烟温是否下降、捞渣机水量是否增大）；5.若