2025年輸油工高級(jí)試題及答案一、單項(xiàng)選擇題（每題1分，共15分）1.某長(zhǎng)輸管道設(shè)計(jì)年輸量為1200×10?t，原油密度850kg/m3，年運(yùn)行時(shí)間按8500h計(jì)算，其設(shè)計(jì)輸量（m3/h）約為（）。A.164.7B.183.5C.201.2D.220.82.離心式輸油泵運(yùn)行中出現(xiàn)“泵體振動(dòng)大、軸承溫度異常升高”，最可能的故障原因是（）。A.入口壓力過(guò)高B.葉輪磨損不均C.密封泄漏D.電機(jī)轉(zhuǎn)速偏低3.加熱爐運(yùn)行時(shí)，若火焰呈暗紅色且有黑煙，應(yīng)優(yōu)先調(diào)整（）。A.燃料氣壓力B.空氣過(guò)剩系數(shù)C.爐管介質(zhì)流量D.排煙溫度4.輸油管道陰極保護(hù)系統(tǒng)中，恒電位儀輸出電流突然下降至0，可能的原因是（）。A.參比電極失效B.陽(yáng)極地床電阻降低C.管道涂層破損D.電源電壓升高5.采用超聲波流量計(jì)測(cè)量原油流量時(shí)，若管道內(nèi)存在氣泡，會(huì)導(dǎo)致（）。A.測(cè)量值偏大B.測(cè)量值偏小C.無(wú)影響D.信號(hào)中斷6.輸油站場(chǎng)緊急停車（ESD）觸發(fā)后，首要操作是（）。A.關(guān)閉所有閥門B.切斷燃料供應(yīng)C.啟動(dòng)消防系統(tǒng)D.確認(rèn)停泵狀態(tài)7.某輸油管道運(yùn)行壓力為8.0MPa，設(shè)計(jì)壓力為10.0MPa，根據(jù)《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50253-2022），其最高允許操作壓力（MAOP）應(yīng)為（）。A.8.0MPaB.9.0MPaC.10.0MPaD.11.0MPa8.智能巡檢機(jī)器人在輸油站場(chǎng)的主要功能不包括（）。A.氣體泄漏檢測(cè)B.設(shè)備溫度監(jiān)測(cè)C.閥門開度自動(dòng)調(diào)節(jié)D.現(xiàn)場(chǎng)圖像采集9.原油加熱輸送時(shí)，若出站溫度由65℃降至55℃，其他條件不變，管道沿程摩阻將（）。A.增大B.減小C.不變D.先增后減10.輸油泵機(jī)組變頻調(diào)速時(shí)，若頻率由50Hz降至40Hz，理論上泵的軸功率將變?yōu)樵β实模ǎ?。A.64%B.80%C.51.2%D.72%11.輸油管道泄漏監(jiān)測(cè)系統(tǒng)中，負(fù)壓波法的主要局限性是（）。A.無(wú)法定位微小泄漏B.受溫度變化影響大C.需實(shí)時(shí)流量數(shù)據(jù)D.設(shè)備成本高12.加熱爐過(guò)剩空氣系數(shù)過(guò)小會(huì)導(dǎo)致（）。A.燃料不完全燃燒B.排煙熱損失增大C.爐管結(jié)焦加劇D.火焰溫度降低13.輸油站場(chǎng)SCADA系統(tǒng)中，RTU的主要功能是（）。A.數(shù)據(jù)采集與控制B.人機(jī)界面交互C.歷史數(shù)據(jù)存儲(chǔ)D.故障診斷分析14.原油靜電起電速率與（）無(wú)關(guān)。A.流速B.管道材質(zhì)C.原油電導(dǎo)率D.溫度15.輸油管道清管作業(yè)時(shí)，若清管器卡堵，最直接的判斷依據(jù)是（）。A.發(fā)球筒壓力上升B.收球筒壓力下降C.上下游壓差顯著增大D.管道溫度異常二、判斷題（每題1分，共10分。正確打“√”，錯(cuò)誤打“×”）1.輸油管道停輸后，管內(nèi)原油凝點(diǎn)高于環(huán)境溫度時(shí)，必須立即進(jìn)行熱洗或加劑處理。（）2.離心式輸油泵的揚(yáng)程與轉(zhuǎn)速的平方成正比，流量與轉(zhuǎn)速成正比。（）3.加熱爐爐管結(jié)焦會(huì)導(dǎo)致傳熱效率降低，需通過(guò)提高燃料量維持出口溫度。（）4.輸油管道陰極保護(hù)電位越負(fù)，保護(hù)效果越好，因此應(yīng)盡可能提高恒電位儀輸出電壓。（）5.超聲波流量計(jì)可用于測(cè)量含有固體顆粒的原油，且不受管道口徑限制。（）6.輸油站場(chǎng)緊急放空時(shí)，應(yīng)優(yōu)先放空泵入口管線，避免泵體憋壓。（）7.原油含蠟量越高，其低溫流動(dòng)性越差，加熱輸送時(shí)出站溫度需相應(yīng)提高。（）8.智能輸油管道的“數(shù)字孿生”系統(tǒng)可實(shí)時(shí)模擬管道運(yùn)行狀態(tài)，但無(wú)法預(yù)測(cè)未來(lái)工況。（）9.輸油泵機(jī)械密封泄漏量允許范圍為5滴/min以下，超過(guò)時(shí)需立即停機(jī)更換。（）10.輸油管道動(dòng)火連頭作業(yè)前，需對(duì)作業(yè)段進(jìn)行氮?dú)庵脫Q，直至可燃?xì)怏w濃度低于0.5%LEL。（）三、簡(jiǎn)答題（每題6分，共30分）1.簡(jiǎn)述離心式輸油泵氣蝕的危害及預(yù)防措施。2.分析輸油管道壓力波動(dòng)的主要原因及應(yīng)對(duì)方法。3.列舉加熱爐熱效率的影響因素，并說(shuō)明提高熱效率的措施。4.輸油站場(chǎng)SCADA系統(tǒng)通信中斷時(shí)，應(yīng)如何進(jìn)行應(yīng)急操作？5.簡(jiǎn)述輸油管道清管作業(yè)的主要目的及清管器選擇依據(jù)。四、計(jì)算題（每題8分，共24分）1.某輸油管道內(nèi)徑為500mm，原油平均流速1.8m/s，密度860kg/m3，運(yùn)動(dòng)黏度35×10??m2/s。計(jì)算：（1）體積流量（m3/h）；（2）雷諾數(shù)，并判斷流態(tài)（雷諾數(shù)臨界值取2000）。2.某輸油站加熱爐設(shè)計(jì)熱負(fù)荷為25MW，燃料氣低位熱值為38MJ/Nm3，熱效率88%。計(jì)算每小時(shí)燃料氣消耗量（Nm3/h）。3.某輸油管道長(zhǎng)100km，內(nèi)徑450mm，原油密度840kg/m3，動(dòng)力黏度0.012Pa·s，輸量為450m3/h。計(jì)算管道沿程壓力降（Pa）。（沿程摩阻系數(shù)λ取0.025，重力加速度g=9.8m/s2）五、綜合分析題（每題10.5分，共21分）1.某輸油站運(yùn)行中突然觸發(fā)ESD緊急停車，監(jiān)控顯示“出站壓力低低報(bào)警”。請(qǐng)分析可能原因，并列出應(yīng)急處理步驟。2.某輸油管道采用“加熱+加劑”工藝輸送高凝原油，冬季運(yùn)行時(shí)發(fā)現(xiàn)出站溫度正常，但沿線溫降速率顯著加快，收油溫度比設(shè)計(jì)值低8℃。請(qǐng)分析可能原因，并提出解決措施。答案一、單項(xiàng)選擇題1.B2.B3.B4.A5.A6.D7.C8.C9.A10.A11.A12.A13.A14.B15.C二、判斷題1.×2.√3.×4.×5.×6.×7.√8.×9.√10.√三、簡(jiǎn)答題1.危害：氣蝕會(huì)導(dǎo)致葉輪表面產(chǎn)生蜂窩狀麻點(diǎn)甚至穿孔，泵揚(yáng)程、流量下降，振動(dòng)和噪聲增大，嚴(yán)重時(shí)損壞泵體。預(yù)防措施：（1）確保泵入口壓力高于臨界氣蝕余量；（2）控制輸油溫度不超過(guò)對(duì)應(yīng)壓力下的飽和蒸汽溫度；（3）避免泵在低于最小流量工況下長(zhǎng)期運(yùn)行；（4）定期檢查入口管線是否堵塞或閥門開度不足。2.主要原因：（1）輸量波動(dòng)（如啟停泵、切換流程）；（2）管道泄漏或堵塞；（3）加熱爐溫度波動(dòng)導(dǎo)致原油黏度變化；（4）調(diào)節(jié)閥故障或控制參數(shù)設(shè)置不當(dāng)；（5）泵機(jī)組運(yùn)行不穩(wěn)定（如轉(zhuǎn)速波動(dòng)、葉輪磨損）。應(yīng)對(duì)方法：（1）穩(wěn)定輸量，避免頻繁啟停泵；（2）通過(guò)泄漏監(jiān)測(cè)系統(tǒng)定位漏點(diǎn)并修復(fù)；（3）調(diào)整加熱爐燃燒參數(shù)，穩(wěn)定出站溫度；（4）檢查調(diào)節(jié)閥開度及控制程序；（5）排查泵機(jī)組故障，必要時(shí)切換備用泵。3.影響因素：（1）排煙溫度（溫度越高，熱損失越大）；（2）過(guò)剩空氣系數(shù)（過(guò)大或過(guò)小均降低效率）；（3）爐管結(jié)焦程度（結(jié)焦增加熱阻）；（4）燃料燃燒完全度（不完全燃燒損失熱量）；（5）爐體散熱損失（保溫層損壞加劇散熱）。提高措施：（1）降低排煙溫度（如增設(shè)空氣預(yù)熱器）；（2）優(yōu)化燃燒配風(fēng)，控制過(guò)剩空氣系數(shù)在1.1~1.2；（3）定期清焦，保持爐管清潔；（4）確保燃料與空氣充分混合，避免不完全燃燒；（5）修復(fù)爐體保溫層，減少散熱。4.應(yīng)急操作步驟：（1）立即切換至就地控制模式，通過(guò)站控室操作臺(tái)手動(dòng)控制關(guān)鍵設(shè)備（如泵、閥門、加熱爐）；（2）安排人員現(xiàn)場(chǎng)巡檢，確認(rèn)設(shè)備實(shí)際狀態(tài)與DCS顯示是否一致；（3）檢查通信設(shè)備（如交換機(jī)、光纖）是否故障，重啟或更換備用設(shè)備；（4）與調(diào)控中心保持電話聯(lián)絡(luò)，匯報(bào)故障情況及當(dāng)前操作；（5）故障期間每30分鐘記錄一次關(guān)鍵參數(shù)（壓力、溫度、流量），確保數(shù)據(jù)可追溯；（6）通信恢復(fù)后，核對(duì)歷史數(shù)據(jù)，驗(yàn)證設(shè)備狀態(tài)，逐步切換回自動(dòng)控制模式。5.主要目的：（1）清除管內(nèi)積蠟、雜質(zhì)，降低沿程摩阻；（2）檢測(cè)管道變形、腐蝕等缺陷；（3）隔離不同批次油品（順序輸送時(shí)）；（4）干燥管道（新建或維修后）。選擇依據(jù)：（1）管道內(nèi)徑（清管器直徑需比管道內(nèi)徑大1%~3%）；（2）輸送介質(zhì)性質(zhì)（含蠟原油選刮蠟型，腐蝕性介質(zhì)選耐蝕材料）；（3）作業(yè)目的（檢測(cè)用智能清管器，清管用機(jī)械清管器）；（4）管道曲率半徑（小曲率半徑選彈性更好的清管器）；（5）運(yùn)行壓力（高壓管道選強(qiáng)度更高的清管器）。四、計(jì)算題1.（1）體積流量Q=πD2/4×v×3600=3.14×0.52/4×1.8×3600=1271.7m3/h（保留一位小數(shù)為1271.7m3/h）。（2）雷諾數(shù)Re=vd/ν=1.8×0.5/(35×10??)=25714.3＞2000，流態(tài)為湍流。2.燃料氣消耗量B=Q/(η×q)=25×10?W×3600s/h/(0.88×38×10?J/Nm3)=(9×101?)/(3.344×10?)=2691.4Nm3/h（保留一位小數(shù)為2691.4Nm3/h）。3.流速v=Q/(πD2/4)=450/(3.14×0.452/4×3600)=450/(572.55)=0.786m/s；沿程壓力降ΔP=λ×(L/D)×(ρv2)/2=0.025×(100000/0.45)×(840×0.7862)/2=0.025×222222.22×(840×0.618)/2=0.025×222222.22×259.56=0.025×57679012.3=1441975.3Pa≈1.44×10?Pa。五、綜合分析題1.可能原因：（1）出站閥門誤關(guān)閉或故障全關(guān)；（2）下游管道發(fā)生大泄漏，導(dǎo)致壓力驟降；（3）壓力變送器故障，誤發(fā)低低報(bào)警；（4）泵機(jī)組全部停機(jī)（如電源中斷、泵故障跳車），無(wú)輸量導(dǎo)致壓力下降；（5）越站流程未關(guān)閉，原油直接進(jìn)入下游罐區(qū)，壓力無(wú)法建立。應(yīng)急處理步驟：（1）確認(rèn)ESD觸發(fā)后泵是否已停機(jī)，若未完全停機(jī)，手動(dòng)緊急停泵；（2）檢查出站閥門開度，若關(guān)閉，確認(rèn)是否誤操作或故障，嘗試遠(yuǎn)程開啟，無(wú)效時(shí)現(xiàn)場(chǎng)手動(dòng)操作；（3）聯(lián)系下游站場(chǎng)，確認(rèn)其進(jìn)站壓力及輸量，若下游壓力同步下降，可能為管道泄漏，啟動(dòng)泄漏檢測(cè)定位；（4）檢查壓力變送器信號(hào)，用現(xiàn)場(chǎng)壓力表核對(duì)，若為儀表故障，切除報(bào)警并更換備用表；（5）若泵全部停機(jī)，檢查供電系統(tǒng)及泵故障原因，恢復(fù)一臺(tái)備用泵運(yùn)行，逐步建立壓力；（6）若越站流程開啟，關(guān)閉越站閥，切換至正常輸油流程；（7）所有操作過(guò)程中記錄關(guān)鍵參數(shù)，故障處理后向調(diào)控中心匯報(bào)，確認(rèn)恢復(fù)正常輸油。2.可能原因：（1）加劑系統(tǒng)故障，實(shí)際加劑量低于設(shè)計(jì)值，原油流動(dòng)性未有效改善；（2）沿線保溫層損壞（如老化、人為破壞），散熱增加；（3）管道內(nèi)積蠟增厚，熱阻增大，原油與管壁換熱效率降低；（4）環(huán)境溫度低于設(shè)計(jì)值（如極端寒潮），導(dǎo)致溫降速率加快；（5）流量計(jì)誤差，實(shí)際輸量低于設(shè)計(jì)值，原油在管道內(nèi)停留時(shí)間延長(zhǎng)，溫降增加；（6）加熱爐熱負(fù)荷不足（如燃料氣壓力低、燃燒效率下降），實(shí)際出站溫度低于顯示值。解決措施：（1）檢查加劑泵運(yùn)