4. 金属在电解质溶液中,由于形成原电池而发生的腐蚀破坏称为电化学腐蚀.
5. 电极电位是衡量金属溶液变成金属离子转入溶液的趋势,负电性越强的金属,它的离子转入溶液的可能性越大,金属稳定性差 ,越易遭受腐蚀.
正电性越强的金属它的离子转入溶液的趋势越小,金属稳定性越高.
6. 为了测定金属的电极电们,通常采用标准氢电极作为基准.要测量一金属的电极电位时将金属电极与标准氢电极组成原电池,测量这个原电池的电动势即为该金属的电极电位.
7. 用肉眼能看到的电极所组成的腐蚀电池叫做宏电池.
8. 管子上下两部位电极电位不同，管子底部的电极电位低，是腐蚀电池的阳极区，易遭受腐蚀。 9.
管子在通过不同性质土壤交接处的腐蚀粘土段氧浓度小，卵石
或疏松的碎石层氧浓度大，因此在粘土段管子发生
腐蚀穿孔，特别在两种土壤交接处腐蚀最严重。 10. 土壤电阻率越小,土壤腐蚀也越严重.
11. 当有硫酸盐还有原菌活动时,在铁表面的腐蚀产
物是黑色的,并发出硫化氢的臭味.
12. 杂散电流腐蚀的破坏牲是阳极区的局部腐蚀。在
管线的阳极区外绝缘涂层的破损处，腐蚀尤为集中。
13. 用涂料均匀致密地涂敷在经除锈的金属管道表面
上,使其与腐蚀性介质隔绝,这是管道防腐蚀最基本的方法之一.
14. 由于管道所处环境腐蚀性及运行条件的差异，通
常安然无恙防腐层分为普通，加强，和特强三种。 15. 煤焦油瓷漆国曾称为煤沥青,具有吸水率低,电绝
缘性能好,抗细菌腐蚀等特点,优于石油沥青,是国处用于管道防腐的主要材料之一.
16. 当施工环境温度在15度以上时，宜选用常温固化
环氧煤沥青涂料，施工环境温度在-8—15度时，宜选用低温固化型环氧煤沥青涂料。
17. 夹克防腐蚀层的补口一般可采用聚乙烯热收缩套
(带片)
18. 三层PE复合结构防腐层虽然一次投资大，成本
高，但其绝缘电阻极高，约为10管道的阴极保护电流密度只有几微安每平方米，一台阴极保护整流器可保护近百千米的管道。能大幅度降低安装和维修费用。因此，从防腐蚀工程总体来说可能是经济的。
19. 锌压敏带是一种新型防腐材料,这咱材料用到管
线上,既超到防腐作用,又起到阴极保护作用. 20. 使被保护的金属管路上,以减少和防止金属腐蚀
的方法叫做阴极保护.
21. 在要保护的金属管路上，连接一种电位更低的金
属或合金（如铝合金，镁合金），称为牺牲阳极。 22. 利用外加直流电源,将被保护金属与直流电源负
极相连,使被保护的金属整个表面变为阴极而进行阴极极化,以减轻或防止腐蚀这种方法称为外加电流阴极保护或强制阴极保护.
23. 碳钢在土壤及海水中的最小保护电位为-0.85V左
右.
24. 沥青防腐层在外加电位低于-1.2V时开始有氢气
析出,当电位达到-105V时将有大量氢析出.因此对于沥青防腐层取最大保护电位为-1.2V. 25. 润滑就是利用某种介质把磨擦表面隔开,使之不
直接接触.
26. 在实际生产中,减小有害磨擦主要方法有变滑支
为滚动和加润滑剂. 27.
在一般机械或调中,通常用润滑油或润滑脂来润滑. 28.
机械油也称为工业润滑油,其牌号是按粘度大小划分的. 29. 粘度是润滑油最重要的理化指标.
30. 低速高负荷的机械应选用高粘度的润滑油. 31. 润滑脂主要由润滑油和稠化剂两部分构成. 32. 钙基润滑脂的特点是耐水性好,耐热性能差 33. 钙基润滑脂的特点是耐水性好,耐热性能差. 34.
一台设备的各个润滑点用独立的润滑装臵来润滑称为分散润滑. 35.
一台设备的各个润滑点用独立的润滑装臵来润滑称为分散润滑 36. 油枪主要用来给设备加注润滑脂.
37.
常用的润滑装臵及用具有油嘴油杯油标油壶及油枪等. 38.
在润滑油集中润滑系统中,常用的润滑油泵有叶片泵和齿轮泵两种. 39. 溅油或油池润滑只能用在密闭的设备机构上. 40.
润滑油集中润滑系统适用于润滑点较多,使用同一品种润滑油边续性运转的复杂机组. 41.
液体相对密度的量度一般采用标准大气压下,温度为4度的纯水作为标准物质,这是因为液体的密度随温度而变化. 42.
流体流动时,质点具有横向脉动,引起流层质占的相互错杂交换,这种动状态称为紊流. 43.
流体流动时,如果质点没有横向脉动,不引起流体质点的混杂,而是层次分明,能够维持稳定的流束状态,这种流动状态称为层流. 44. 静水压强的方向是垂直于作用面的.
45.
在静止液体中,任意一点的静水压强的大小与其作用面的方向无关. 46. 离液面越深,水静压强越大.
47.
液体内任意两点的压强差等于两点间的液柱高度产生的压强. 48.
总流的连续性方程式表明各个过流断面的面积与该断面上平均流速的乘积为一常数,或者说,总流的所有过流断面上的流量都是相等的. 49.
理想液体稳定流流束的伯努力利方程表明,液流同一流束的各断面上的单位质量液体在重力作用下总机械能为常数,也就是液流任一断面的总机械能守衡. 50.
位臵水头压力水头流速水头三者之各称为总水头. 51.
用来判别流体在流道中流态的无量纲准数,称为雷诺数,用Re表示. 52.
当Re<2000时,管内液体流态为层流.
53. 当2000 失占总水头损失的90%左右. 57. 液流因克服局部阻力而产生的水头损失,称为局 部水头损失. 58. 液体在长输管道中的总水头损失以沿程损失为 主. 59. 温度是衡量物体冷热程度的物理量. 60. 只要有温差存在,就会有传热现象发生. 61. 液体的导热系数大于气体的导热系数,气体的导 热系数大于固体的导热系数. 62. 固体中金属的导热系数最高,导电性越强的金属 导热性越好. 63. 导热率数值越大,说明该物质的导热性能越好. 64. 多层固体壁的总热阻等于各层固体的热阻之和 65. 对一定的流体,放热系数的大小主要取决于流体 的流态,即雷诺数Re的大小,雷诺数越大,放热系数越大. 66. 由高温面向低温面伟热的热流量与平壁的厚度成 反比. 67. 要增加对流热量,可采用提高温差,增大换热系数 和增大换热面积三种方法来达到目的.物体间的辐射换热不需要相互接触,也不需要中间媒质,可以在真空中进行. 68. 物体的温度越高,热辐射的能力越强. 69. 油罐的外表面涂上白色材料可以反射太阳的辐射 热,减小油罐的蒸发损耗. 70. 物体向外辐射能量的大小与温度的四次方成正比, 因此适当提高加热炉的温度可以大大提高辐射换热量. 71. 因为加热炉的炉灰的热阻是钢管热阻的几十倍, 因此加强加热炉炉管清灰,可强化加热炉的传热量. 72. 保温和保冷统称为绝热,保温和保冷材料,统称为 绝热材料. 73. 油罐的外表面涂上白色材料可以反射太阳的辐射 热,减少油罐的蒸发损耗. 74. 颜色只对太阳光线起作用,对其他波长的辐射能 影响不大. 75. 原油加热输送的目的在于以提高油的温度来降低 其粘度,减少输送时的摩阻损失,并且提高油流的温度,保证油流的温度高于其凝固点,防止冻结事故发生. 76. 油温高其粘度就低,因而摩阻损失小,摩阻损失小, 需设臵的泵站数就少,但需设臵的加热站数就得 增多. 77. 在两个加热站之间的管道沿线,各处的温度梯度 是不同的,在站的出口处油温高,油流与周围介质的温差,温降就快而在进站前的管段上,由于油温低,温降就慢. 78. 过多的提高加热站出口油温,谋略提高管道末端 的油温,往往是收效不大的.常常在出口油温提高近10度后,进站油温却仅升高2-3度. 79. 在大流量下沿线的温度分布要比小流量时平缓得 多.随着流量的减少,终点油温将急剧下降. 80. 对热油管道来说,流量的变化对摩阻的影响除表 现在油流流速上,还表现在油流的粘度变化上. 81. 如果原油出站温度不变,热油管道在中流量区时, 摩阻随着流量增加而减小,这时对摩阻的影响起主导作用的是油的粘度. 82. 热油管道中的流量区是不稳定区,应避免在该区 工作. 83. 含蜡原油屈服值的大小,能比较具体地反应原油 管道停输后再启支的难易程度. 84. 当原油温度降至失流点后,含蜡原油中的蜡晶将 形成空间网络结构,将液态烃包封在其中,蜡晶变成连续相,而液态烃变成分散相. 85. 热油管路单位长度上的摩阻(即水力坡降)不是定 值. 86. 液流通过阀门管伯及设备所产生的摩阻损失称为 局部摩阻损失. 87. 单位长度的管路摩阻损失,称为水力坡降. 88. 增大热油管路的管径是,是降低摩阻的最有效方 法. 89. 长输管道的输油加热温度不应高于原油低馏点, 一般要求低于初馏点10度. 90. 在管道温降计算中,地温值的确定应从气象资料 中取多年实测值的平均值. 91. 导热油按原料来源可分为合成型和矿油型. 92. 按燃烧性能分,热媒属于容易燃烧的物质. 93. 导热油的热稳定性是化学组成而决定的,就热稳 定而言,芳香烃优于环烷烃,环烷烃优于烷烃. 94. 在矿油型导热油中,由环尝基原油生产的导热油 的热稳定性比石蜡基原油生产的导热油热稳定性高. 95. 在热媒炉系统中,是把热媒作为一种传热介质. 96. 合成导热油由芳香烃组成,而矿油型导热油主要 由烷烃和环烷烃组成. 97. 由于烷烃的热稳定性差,帮导热油的烷烃含量应 低于25%. 98. YD325导热油属于矿油型 ,但主要万分是环烷烃. 99. YD325导热的热稳定性低于YD300导热油的热稳 定性. 100. YD325导热油的抗氧性高于YD300导热油的抗氧 性. 101. 在同一类烃只好分子质量越大,则粘度越大,闪点 越高,自然点越低,热稳定性愈差. 102. 提高热媒的操作温度会降低热媒的使用寿命. 103. 热媒在使用中,系统内必须用氮气密封. 104. 导热油在使用过程中应尽可能减少脱水次数. 105. 热媒炉系统投入生产之前要清洗干净,尤其是路 途换油前必须洗炉. 106. 调速可分为改变原动机转速与改变从动机转数两 大类. 107. 采用滑差离合器可使从动机转数随之改变. 108. 绕线式电动机转子串接外电阻可实现有级变速和 无级变速. 109. 液力耦合器的基本构件为泵轮涡轮它们对称装于 同一壳体内. 110. 液力耦合器的泵轮与原动机相连,涡轮与从动机 相连,壳体内充满油或其他液体介质. 111. 液力耦合器调至低速使用时,效率较低,因此利用 耦合器调速时,大都使传动比在0.7以上. 112. 滑差离合器通过速度反馈实现闭环控制,可实现 手动自动或远距离控制. 113. 滑差离合器在调速范围内可实现平稳无级调速, 不同转向性能相同,节能效果显著. 114. 转子回路引入附加电势是异步电动机串机调速的 基础. 115. 串级调速系统的最大优点是它可回收转差功率. 116. 电气串级是通过整流器来实现异步电动机转子和 电网间附加功率的变换. 117. 变频调速的变频器由输入电路,整流器和逆流器 组成. 118. 变频调速是最有发展前途的一种交流调速方式. 119. 变频调速变频器的输出频率范围为5-50Hz. 120. 密闭输油可使整个管道构成一个统一的水力系统, 可充分利用上站余压,减少节流损失. 121. 密闭输油管道各站的流量必须相同. 122. 密闭输油避免了中间站旁接油罐产生的蒸发损 耗. 123. 发生水击后,管道上游容易发生超压事故. 124. 水击现象是指压力管路中,由于某种原因而引起 流速变化时,引志的管内压力的突然变化. 125. 水击压力是由于惯性造成的,它的实质是能量转 换,即液体在减速的情况下将其动能转换为压能,在液流加速的情况下,压能转换为动能. 126. 长输管道在密闭输油中,中间站突然停电所产生 的水击是为强烈,对管道威胁最大. 127. 液体流速突然下降(特别是高流速的管道)所产生 的水击是最危险的,如突然关阀或突然停泵,可能 产生很高的水击压力. 128. 长输管道产生水击后,水击压力波在向上游传播 中会逐渐衰减. 129. 水击超前保护控制可分为水击停输和水击减量两 种控制方式. 130. 高压泄压阀和低压泄压论著是水击泄压保护的设 备. 131. 控制中心检测到水击源信号,向各站发出水击减 量信号,减量多少由控制中心程序来决定. 132. 密闭输油自动调节系统的调节对象主要是输油泵, 调节的目的是要使全线各站的输量相等. 133. 一般对密闭输油自动调节系统的要求主要是稳定 性好,调节时间短. 134. 高压泄压阀是干线超压的自动泄压保护装臵. 135. 输油站低压泄压系统由控制装臵和低压泄压阀组 成. 136. 在密闭输油流程,当进站压力超过给定值时,低压 泄压阀自动开启,向泄压罐泄流. 137. 我国长输管道使用的低压泄压阀多为胶囊式液压 安全阀. 138. 密闭输油中泵出口调节阀失灵,应摘除该泵自动 调节器,由人工监护操作. 139. 密闭输油管道中间站和末站的进站管线应设臵压 力超限的泄压设施. 140. 密闭输油管道中间站应设为自动压力越站流程. 141. 密闭输油管道压力自动保护原理是在输油站进站 和出站压力超过极限值时自动切断机组电源,消除增压的根源. 142. 原油长输管道密闭输送时宜衽集中控制. 143. 输油站控系统,可根据控制中心发来操作命令及 参数给定值,自动控制输油站的全部操作和调节. 144. 投运密闭输油前,要先投运高低泄压保护系统,并 对其进行泄压试验,验证其工作的可靠性. 145. 单站投运密闭输油流程前,为防止水击危害,上站 应事先投运高压泄压保护装臵. 146. 密闭输油流程投运前,对压力保护电动机保护等 各保护功能,通过模拟信号测试合格. 147. 投运密闭输油流程前要同中心调度和上下站做好 联系. 148. 全线投运密闭输油流程应在中心调度统一指挥下 进行. 149. 全线投运密闭输油操作时,为减少透密闭输油后 实验高.低压泄压阀,各站通常按正输方向顺序投运. 150. 低压泄压系统氮气充压稳不住的原因是由于橡胶 筒破裂或氮气系统泄漏造成的. 151. 泄流系统原油温度低可造成高压泄压阀动作滞 后. 152. 在每台梯森泵的机泵监视器上设有温度和振动的 数值显示及报警和停机值的设定. 153. 梯森泵的控制点的确设臵是比较完备的,每台泵 设有压力、温度、振动及密封泄漏控制点7个. 154. 梯森泵的操作转换开关有关断、手动和自动三个 位臵. 155. 在梯森泵运行中,将操作开关打到关断位臵时,泵 将停运. 156. 梯森泵在运行中,应将操作开关放在自动位臵,否 则,泵机组的保护功能将不全. 157. 梯森泵机组在系统内部设有启动次数限制器,其 功能是在15min内只能启动两次,如果想第三次启动,需要等待1h后. 158. WKM型电动阀输出功能有:全开状态,半开状态.全 关状态和就地一遥控状态. 159. WKM型电动阀的控制功能有:就地开、关、停；遥 控开、关、停和阀门状态输出功能。 160. WKM型电动阀输入的控制信号是开关阀命令. 161. PV100调节阀既可用于自动调节,也可用于手动调 节. 162. PV100调节阀接受由站控机输出的调节信号来调 节进站压力和出站压力。 163. PV100调节阀的确全关信号由于保护泵机组,调节 阀全关时,站控机会使输油站自动停输. 164. 自控输油站所设臵的检测点，除几个主要点为检 测调节控制点外，大部分检测点是参数显示点，并没有调节作用。 165. 自控输油站出站原油温度的确控制是利用设臵在 泵汇管入口的确温度检测点自动调节换热器三通调节阀的开度来实现的. 166. 自控输油站通过所设臵的出站压力高停机检测点 实现输油站停输。 167. 在站控台上启动梯森泵机组,启动两次失败后,严 禁就地再次启动.输油设备的确保护参数是依据设备生产厂家提供的保护设备的极限参数值确定的. 168. 梯森灰机组在事故停析后，必须查明停机原因， 在站控机上复位后才能启动。 169. 输油设备的保护参数值是依据设备生产厂家提供 的保护设备的极限参数值确定的。 170. 高压泄压阀的设定值为最高允许出站压力加上 0.05Mpa. 171. 工艺管网保护参数是依据管线的承受能力确定 的。 172. 站控机收到1#泵入口压力超低信号后,会产生 20s延时,控制出站调节阀进行调节. 173. 压力自动调节系统具有运行调节和保护性调节作 用. 174. 在自动发送清管器过程中,出站控制阀只能关闭 到2/3处便自动停关. 175. 在自动改善清管器操作中，从改善动力油阀全开 到改善清管器提示器动作要在180秒内完成。 176. 在改善现场和站控台上各设一个改善按钮，只要 按其中一个 ，就完成了自动改善清管器操作。 177. 在自动转发清管器过程中,出现故障自动停止操 作程序,必须由操作人员进行手动转发操作,站控机拒绝再进行操作. 178. 在自动转发清管器过程中，凡有时限要求的程序， 必须在时限内完成操作。 179. 在自动转发清管器中，凡出现超时限操作，则出 现未完成顺序报警，并停止自动操作。 180. 自控输油站停输命令是由站控机发出和执行的. 181. 站控机收到出站调节阀全关信号后，延时30秒， 仍有全关信号，则同时停运所有运行泵和炉。 182. 输油站闭恢复输油时，只有在控制台上复位，才 可以进行启泵，开阀等操作，否则站控机将拒绝执行操作命令。 183. 输油站闭锁命令是由操作人员发出的 184. 进、出站压力两个调节系统，即PV100出站调节 阀和调速电动机不允许同时投自动。 185. PV100出站调节阀绝大多数时间工作在遥控和自 动调节状态，这一点是密闭输油运行的基本安全保证。 186. 室外自控输油泵，不论泵是否运行，泵壳加热器 必须始终投用。 187. 在密闭输油情况下，这定期对高压泄压阀进行泄 压试验。 188. 各级调度必须遵循下级服从上级的原则。 189. 各级调度机构必须昼夜值班，做到输油不停，指 挥不断。 190. 对上级下达的高度令无论正确与错误，只要上级 高度坚持执行，下级高度必须服从。 191. 输油站调度无权决定本站输油运行参数调整及输 油设备的切换. 192. 编制输油运行方案和下达主要输油工艺参数指标 的依据是输油计划。 193. 认真贯彻领导指示、高度命令和有关决议等，是 输油高度的职责。 194. 调度命令只能在同一高度指挥系统中，由上而下 下达。 195. 紧急调度命令可由值班调度员决定和下达 196. 输油站内所发生的一切输油事故，一定要在当班 内如实向中心高度汇报。 197. 输油站调度有权向上级调度询问全线输油运行情 况，如输油量，运行方式，上下站间动态和参数等。 198. 中心调度在接到下级高度汇报发生重大事故或大 事故时，要在半小时内向调度长汇报，并积极采取措施防止事故扩大，妥善安排输油生产。 199. 在紧急情况下，输油站调度有权先进行事故处理， 然后向中心高度汇报。 200. 为保证输油任务的完成,输油站调度无权决定改 变输油运行方式和输油工艺参数。 201. 在事故状态中，输油高度有权通知通信部门，调 用其他电路以保证事故抢修和稳定输油生产。 202. 输油站泵区、加热炉区及阀组的工艺管线宜在地 上或管沟敷设。 203. 站内原油工艺管线一般采用焊接连接. 204. 站内工艺管线应有高点放气、低点放空措施. 205. 阀门吊装时，钢丝绳索应拴在阀体的法兰处，切 勿拴在手轮或阀杆上，以防折断阀杆。 206. 明杆阀门不能装在地下，以防阀杆锈蚀。 207. 阀门应安装在维修、检查及操作方便的地方. 208. 。输油干线从处理凝管事故起，沿途各站运行人 员需要严密监视温度压力和流量的变化。 209. 输油运行中如发现输油量持续下降,出站压力持 续上升且输油温度持续下降时,则可以认为是干线初凝预兆. 210. 输油干线爆管事故发生后，进站阀门低于爆裂点 时，刚开阀抢修。 211. 长输管道爆管事故发生后,其上站的出站压力下 降,电动机电流上升. 212. 加热炉炉管烧穿事故出现炉膛着火，炉膛和排烟 温度升高，烟囱冒黑烟现象。 213. 发生加热炉炉管烧穿事故,在采取紧急停炉应急 措施的同时向有关人员报告. 214. 发现油罐着火时，应立即报警，并向领导汇报。 215. 中间输油站油罐着火时,应立即倒压力越站流程. 216. 对浮顶罐或顶盖已被炸坏油罐的火灾,可倒出罐 内存油.倒油温度不超过90度. 217. 油罐加热温度过高，会使罐底积水突沸造成冒顶 事故。 218. 油罐液位计失灵可造成油罐抽空或冒顶事故. 219. 油罐呼吸阀失灵,可造成油罐抽瘪事故. 220. 外电源中断引起站内高、低压系统全部停电时， 要迅速停炉停泵。 221. 站内高压电事故系统事故一时不能恢复时,改压 力越站流程. 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容