(2025年)电厂设备运行维护及检修知识试卷含答案及简答题

(2025年)电厂设备运行维护及检修知识试卷含答案及简答题一、单项选择题（每题2分，共40分）1.锅炉水冷壁管发生泄漏时，下列哪项现象最典型？A.炉膛负压突然增大B.给水量小于蒸汽流量C.排烟温度升高D.主汽压力快速上升答案：B2.汽轮机启动过程中，高压缸排汽温度超过（）℃时应打闸停机。A.320B.380C.420D.450答案：C3.发电机定子冷却水正常运行时，电导率应控制在（）μS/cm以内。A.0.5B.1.5C.2.5D.3.5答案：B4.变压器油色谱分析中，乙炔（C₂H₂）含量超过（）μL/L时，需立即跟踪分析。A.5B.10C.15D.20答案：A5.循环水泵倒转时，严禁（）。A.关闭出口门B.启动电动机C.检查轴承温度D.切换备用泵答案：B6.锅炉安全阀校验时，就地与集控室压力指示偏差应小于（）MPa。A.0.1B.0.2C.0.3D.0.5答案：B7.汽轮机轴封供汽温度一般控制在（）℃范围内。A.120-180B.180-250C.250-300D.300-350答案：B8.给煤机断煤时，运行人员首先应（）。A.增大其他给煤机出力B.检查落煤管是否堵塞C.降低锅炉负荷D.投入油枪稳燃答案：B9.发电机转子绕组绝缘电阻用500V兆欧表测量时，应不低于（）MΩ。A.0.5B.1C.2D.5答案：A10.空预器停转后，若转子温差超过（）℃，禁止强行启动。A.50B.80C.100D.150答案：C11.汽轮机EH油系统压力正常范围为（）MPa。A.8-10B.11-13C.14-16D.17-19答案：C12.锅炉燃烧调整中，过量空气系数过大时，最可能导致（）。A.排烟热损失增加B.机械不完全燃烧损失增加C.炉内温度升高D.飞灰含碳量上升答案：A13.高压加热器水位过高时，应首先（）。A.关闭进汽门B.开启危急疏水门C.降低机组负荷D.检查水位计准确性答案：B14.电动机轴承温度异常升高，且振动增大，最可能的原因是（）。A.绕组短路B.轴承损坏C.电源电压过低D.负载过重答案：B15.脱硫系统GGH（烟气换热器）堵塞时，主要现象为（）。A.原烟气侧压差减小B.净烟气温度升高C.原烟气温度降低D.两侧压差增大答案：D16.锅炉启动过程中，控制汽包上下壁温差不超过（）℃。A.30B.50C.80D.100答案：B17.汽轮机正常运行时，轴向位移保护动作值一般为（）mm。A.±0.5B.±1.0C.±1.5D.±2.0答案：C18.变压器铁芯多点接地时，油色谱分析中（）气体含量会显著升高。A.甲烷（CH₄）B.乙烷（C₂H₆）C.一氧化碳（CO）D.氢气（H₂）答案：D19.火电厂压缩空气系统中，干燥器出口露点应低于（）℃。A.-10B.-20C.-40D.-60答案：C20.锅炉吹灰时，应优先选择（）区域。A.高负荷、高温B.低负荷、低温C.高负荷、低温D.低负荷、高温答案：A二、判断题（每题1分，共10分）1.汽轮机盘车状态下可以停运顶轴油泵。（）答案：×（顶轴油泵停运后，转子与轴瓦摩擦力增大，可能损坏轴瓦）2.发电机内冷水pH值应控制在6.5-8.0之间，防止铜导线腐蚀。（）答案：√3.锅炉水压试验时，升压速度应控制在0.3-0.5MPa/min。（）答案：√4.变压器冷却器全停时，允许带额定负荷运行30分钟。（）答案：×（一般允许带额定负荷运行20分钟或按厂家规定）5.循环水泵启动前必须排尽泵内空气。（）答案：√6.汽轮机甩负荷后，转速上升但未超过危急保安器动作值时，应立即打闸停机。（）答案：×（应检查主汽门、调门是否关闭严密，转速是否稳定）7.锅炉MFT（主燃料跳闸）动作后，需立即停止所有给煤机、磨煤机。（）答案：√8.电动机绝缘电阻测量时，若吸收比（R60/R15）小于1.3，说明绝缘受潮。（）答案：√9.脱硫系统停运时，需先停增压风机，再停吸收塔循环泵。（）答案：×（应先停循环泵，再停增压风机，防止烟气倒灌）10.汽轮机轴封供汽投用顺序应为：先送轴封，后抽真空。（）答案：√三、简答题（每题8分，共40分）1.简述锅炉“四管泄漏”（水冷壁、过热器、再热器、省煤器）的主要原因及预防措施。答案：主要原因：①长期超温运行导致金属疲劳；②磨损（飞灰、吹灰器不当）；③腐蚀（高温氧化、低温硫腐蚀）；④焊接质量缺陷；⑤膨胀受阻拉裂。预防措施：①严格控制运行参数，避免超温；②优化吹灰器运行，调整吹灰压力和频率；③定期进行受热面测厚、无损检测；④加强燃料管理，降低硫分和灰分；⑤检修时重点检查弯头、焊口等薄弱部位，消除膨胀死点。2.汽轮机启动前需完成哪些主要检查项目？答案：①润滑油系统：油压、油位、油温（35-45℃）正常，油质合格，顶轴油泵、盘车装置试验正常；②EH油系统：压力（14-16MPa）、油位、油温（40-50℃）正常，伺服阀无泄漏；③主汽、再热蒸汽系统：管道疏水畅通，阀门状态正确；④轴封系统：供汽压力（0.02-0.06MPa）、温度（180-250℃）符合要求；⑤凝汽器：水位正常，真空系统严密性良好；⑥热工保护：TSI（汽轮机监测系统）、DEH（数字电液控制）、ETS（危急遮断系统）保护试验合格；⑦辅助设备：循环水泵、凝结水泵、真空泵等处于备用状态。3.发电机定子绕组温度异常升高的可能原因及处理流程。答案：可能原因：①内冷水流量不足（管道堵塞、泵故障、阀门误关）；②内冷水温度过高（冷却器脏污、冷却水压力低）；③定子线棒内部堵塞（绝缘层剥落、杂质沉积）；④绕组绝缘损坏导致局部过热；⑤负荷突然超限或三相电流不平衡。处理流程：①核对各点温度，确认是否为测点故障；②检查内冷水流量、压力、温度，若流量低，启动备用泵或清洗滤网；③若内冷水温度高，增大冷却水量或切换备用冷却器；④若负荷超限，联系值长降低负荷；⑤若温度持续上升且超过限额（一般100℃），立即停机处理；⑥停机后检查内冷水系统及绕组内部，必要时进行反冲洗或堵塞检测。4.变压器运行中发生哪些异常需立即停运？答案：①内部有明显的放电声或爆裂声；②油枕或防爆管喷油；③在正常冷却条件下，油温持续上升超过85℃；④油色急剧变化，出现碳质；⑤套管有严重破损、放电闪络；⑥轻瓦斯保护连续动作，气体可燃；⑦差动、重瓦斯保护同时动作；⑧外壳严重变形或漏油导致油位低于下限；⑨绕组温度超过105℃（B级绝缘）或120℃（F级绝缘）且无下降趋势。5.简述火电厂状态检修的实施步骤及关键技术。答案：实施步骤：①设备状态监测：通过在线传感器（振动、温度、油液分析等）和离线检测（红外测温、超声波探伤）采集数据；②状态评估：利用大数据分析、故障树模型判断设备健康等级（正常、注意、异常、严重）；③制定检修策略：对“严重”状态设备立即检修，“异常”状态设备安排计划检修，“注意”状态设备加强监测；④效果评价：跟踪检修后设备性能，优化监测参数和评估模型。关键技术：①多参数融合诊断技术（振动+油液+温度联合分析）；②智能算法应用（神经网络、支持向量机识别故障模式）；③设备剩余寿命预测（基于材料疲劳曲线和运行数据）；④检修决策系统（结合可靠性、经济性、安全性的综合优化）。四、案例分析题（每题15分，共30分）1.某300MW机组运行中，锅炉炉膛负压突然由-100Pa变为-500Pa，给水量较蒸汽流量大80t/h，汽包水位上升至+200mm（正常±50mm），排烟温度下降15℃，试分析故障原因及处理措施。答案：故障原因分析：结合炉膛负压突降、给水量大于蒸汽流量、汽包水位上升、排烟温度下降，判断为锅炉水冷壁管泄漏。泄漏后汽水混合物喷入炉膛，导致炉膛负压变负；汽水损失需增大给水量，但部分蒸汽未进入过热器（漏入炉膛），故给水量＞蒸汽流量；泄漏的水吸热蒸发，降低排烟温度；汽包水位上升是因泄漏初期汽水膨胀所致（后期水位会下降）。处理措施：①立即汇报值长，降低机组负荷至200MW以下；②加强对泄漏点的检查（听漏、红外测温），确认泄漏位置；③维持汽包水位在正常范围（若泄漏量大，可适当降低水位运行）；④控制炉膛负压，防止火焰外喷；⑤若泄漏加剧（给水量无法维持、炉膛温度下降、燃烧不稳定），立即手动MFT停炉；⑥停炉后保留一台引风机运行，排除炉膛内蒸汽；⑦冷却后进入炉膛检查，确定泄漏管段，进行换管或补焊处理。2.某汽轮机正常运行中，3轴承振动突然由0.03mm升至0.12mm（报警值0.07mm，停机值0.15mm），同时轴瓦温度由65℃升至75℃，试列出排查步骤及处理方法。答案：排查步骤：（1）检查振动趋势：确认是突然升高还是逐渐上升，排除测点误动；（2）核对相关参数：主汽压力、温度是否波动，负荷是否突变，润滑油压（0.1-0.15MPa）、油温（35-45℃）是否正常；（3）检查轴系参数：轴向位移、胀差、缸胀是否超限（轴向位移±1.5mm，胀差±3mm）；（4）听测轴承声音：是否有金属摩擦声，判断是否为轴瓦磨损；（5）分析振动频谱：若为基频（50Hz）主导，可能是转子不平衡；若为高频（100Hz），可能是油膜振荡或轴瓦间隙过大；（6）检查润滑油质：取样化验，确认是否有水或杂质（颗粒度≤NAS7级，水分≤100ppm）；（7）检查转子中心：结合最