输油工技能鉴定高级工-简答题

金属腐蚀一般可分为两大类，即①化学腐蚀、②电化学腐蚀。
评分标准：答对①、②各占50%。

①在腐蚀过程中没有电流产生。②腐蚀产物直接生成于发生化学反应的表面区域。
评分标准：答对①、②各占50%。

①地下管道裸露的金属在土壤中构成了腐蚀电池。土壤腐蚀电池大致可分为微腐蚀电池和宏腐蚀电池两类。②用肉眼看不见的微小电池组成的腐蚀电池称为微腐蚀电池。微腐蚀电池是由于金属表面的电化学不均匀性所引起的，不均匀性的原因是多方面的，有③金属的化学成分不均匀性、④金属组织的不均匀性、⑤金属物理状态的不均匀性、⑥金属表面膜不完整。  评分标准：答对①、②各占20%，答对③～⑥各占15%。

①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。②借助氧化还原反应，能够产生电流的装置称为原电池，或者说，把化学能变为电能的装置称为原电池。  评分标准：答对①、②各占50%。

①腐蚀过程中有电流产生。②腐蚀过程可以分为两个相互独立进行的反应过程，即阴极过程和阳极过程，其中阳极被腐蚀。③在被腐蚀的金属周围有能引起离子导电的电解质。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①化学腐蚀是指金属表面与介质直接发生化学作用而引起的破坏，在腐蚀过程中不产生电流。②电化学腐蚀是指金属在电解质溶液中形成原电池而发生的腐蚀破坏，在腐蚀过程中金属与介质间会产生电流。③另外，从腐蚀破坏的强度来说，金属的电化学腐蚀要比金属的化学腐蚀强烈得多。金属的破坏大多数是电化学腐蚀所致。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

电化学腐蚀可分为三个过程：①阳极过程：即金属溶解变成金属离子进入溶液的过程。②阴极过程：吸收从阳极转移来的电子。阴极过程是得到电子的过程，又称为还原过程。③电流的流动过程：电子从阳极流到阴极的过程。 评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①电极电位是衡量金属溶液变成金属离子转入溶液的趋势。②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。③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。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①由于土壤埋深不同，氧的浓度不同，管子上部接近地面，而且回填土不如原土结实，故氧气充足，氧的浓度大，对于管子下部来说，则氧浓度小。②因此，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，易受腐蚀。  评分标准：答对①、②各占50%。

管道腐蚀的特点是：①局部性：根据土壤腐蚀的机理，只有形成阳极或阳极区的部分管壁或管段才会发生腐蚀，因此腐蚀是局部性的。②集中性：一般管道都涂敷了防腐层，如果防腐层破损点处于阳极区，往往形成大阴极小阳极局面，腐蚀电流就会集中在防腐层破损处流出，造成该段管壁腐蚀。③孔蚀率高，金属腐蚀量小：由于管道腐蚀的局部性、集中性，局部腐蚀速度很大，孔蚀率就高，但金属腐蚀失重却较小。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①管子在通过不同性质土壤交接处的腐蚀，因为粘土段氧浓度小，卵石或疏松的碎石层氧浓度大，所以在粘土段管子易发生腐蚀穿孔。②特别在两种土壤交接处腐蚀最严重。
评分标准：答对①、②各占50%。

①油罐底板中央部分腐蚀最厉害。②因为氧更容易到达电极的边缘（即边缘效应），因此，在同一水平面上的金属构件的边缘就成为阴极，比成为阳极的构件中央部分腐蚀要轻微得多。③地下大型储罐的腐蚀情况就是如此。 评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①影响管道腐蚀的因素主要决定于土壤的物理性质和化学性质。②这些性质包括土壤的pH值、氧化还原电位、土壤电阻率、含盐种类及含盐量、含水率、孔隙度、有机物含量、温度、地中电流及细菌等。③这些因素在影响管道腐蚀的同时，又相互产生影响，形成错综复杂的关系。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

对管道防腐层的基本要求是：①覆盖层完整无针孔；②与金属有良好的粘结性；③电绝缘性能好；④防水及化学稳定性好；⑤有足够的机械强度和韧性；⑥能抵抗加热、冷却或受力状态（如冲击、弯曲、土壤应力等）变化的影响；⑦耐热和抗低温脆性；⑧耐阴极剥离性能好；⑨抗微生物腐蚀；⑩破损后易修复；⑩价廉和便于施工。  评分标准：答对⑥占10%，答对①～⑤、⑦～⑩各占9%。

①石油沥青属于热塑性材料，低温时硬而脆，随温度升高变成可塑状态，升高至软化点以上则具有可流动性，发生沥青流淌的现象。②沥青的密度在1.01～1.07G/Cm3之间。③沥青的耐击穿电压随硬度的增加而增加，随温度的升高而降低。④抗植物根茎穿透性能差。⑤不耐微生物腐蚀。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①吸水率低，抗水渗透。②优良的化学惰性，耐溶剂和石油产品侵蚀。③电绝缘性能好。④粘结性优于石油沥青。⑤抗植物根茎穿透和耐微生物腐蚀。⑥低温发脆，热稳定性差。⑦施工熬制和浇涂的过程中容易溢出有害物质，对环境和人体健康有影响。  评分标准：答对⑦占10%，答对①～⑥各占15%。

由环氧树脂、煤沥青、固化剂及防锈颜料所组成的环氧煤沥青防腐涂料具有：①强度高、绝缘好，有耐水、耐热、耐腐蚀介质、抗菌等性能，适用于水下管道及金属构筑物防腐。②还具有施工简单（冷涂工艺）、操作安全、施工机具少等优点。③较石油沥青、煤焦油瓷漆更优越。④目前国内已在油气管道上推广应用。⑤不过环氧煤沥青防腐蚀层属于薄型涂层，总厚度小于1mm，而且对钢管表面处理、环境温度、湿度等条件要求很严，稍有疏忽就会产生针孔，影响防腐效果。因此，施工中应特别注意。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①在制成的塑料带基材上（一般为聚乙烯或聚氯乙烯，厚0.3mm左右）涂上压敏型粘合剂（厚0.1mm左右）即成压敏型胶粘带，是目前使用较为普遍的一种类型。②它是在掺有各种防老化剂的聚乙烯带材上，挂涂特殊胶粘剂而制成的一种常温下有压敏粘结性能，温度升高后能固化而与金属有很好的粘结力的防腐材料。③它可在管道表面形成一个完整的密封防腐蚀层。④压敏型胶粘带防腐作用主要由塑料基带承担，粘合剂只作为缠绕时的粘合媒介。⑤胶粘带的另一种类型称自融型带，它的塑料基布薄（0.1mm左右），粘合剂厚（约0.3mm）。⑥塑料布主要起挂胶作用，而粘合剂则具有防腐性能。⑦由于粘合层厚，可以很好地关闭带层之间的间隙，有效地防止水分从间隙侵入。  评分标准：答对⑥、⑦各占10%，答对①～⑤各占16%。

①对待涂的管子通过专用机具，将聚乙烯塑料热挤塑在管道表面，形成紧密粘结在管壁上的连续硬质塑料外壳，俗称“夹克”。②其应用性能、机械强度、原材料费用、适用温度范围等指标均较佳，是目前性能优良的防腐涂层之一。  评分标准：答对①、②各占50%。

①环氧粉末涂层是指将严格清理过的管子预热至一定温度，再把环氧粉末喷在管子上，利用管壁热量将粉末熔化、冷却后形成均匀、连续、坚固的防腐薄膜。②FBE防腐层硬而薄，与钢管的粘结力强，机械性能好，具有优异的耐蚀性能，其使用温度可达- 60～100℃，适用于温差较大的地段，特别是耐土壤应力和阴极剥离性能最好。③但由于FBE层较薄，对损伤的抵抗力差，对除锈等施工质量要求严格。④热固性环氧粉末涂层由于它的优异性能，特别适用于严酷苛刻环境，如高盐、高碱的土壤，高含盐分的海水和酷热的沙漠地带。⑤在一些环境气候和施工条件恶劣的地区，如沙漠、海洋、潮湿地带选用FBE防腐层有其明显的优势。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①由环氧树脂和挤压聚乙烯涂层相结合形成的三层聚烯烃管子涂层综合了环氧树脂和挤压聚乙烯两种涂层的优良性质，显著改善了传统的两层防腐涂层的性质，特别是提高了抗阴极剥离能力和粘着力。②典型的三层防腐涂层的结构为：第一层是环氧树脂底漆层，分熔结环氧粉末、无溶剂环氧液、含溶剂环氧液三个品种。底漆的建议最小厚度为50I.Lm。③第二层即中间层，由共聚物或三聚物组成，主要成分是聚烯烃，中间层在无极性聚烯烃外涂层间起粘结作用，厚度通常为250～400 ym。④第三层是聚烯烃表涂层，由挤压聚烯烃，如低密度、中密度聚乙烯或改性聚乙烯组成，涂层厚度一般为1.5～ 3mm。这层很薄的聚烯烃表面涂层对管子主要起机械保护作用。⑤还可在表涂层上附加一层30～40ym厚的聚丙烯。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①基本原则是确保管道防腐绝缘性能，在此基础上再考虑施工方便、经济合理等因素，通过技术经济综合分析与评价确定最佳方案。②在选择防腐层时必须考虑的因素是：技术可行、经济合理、因地制宜。  评分标准：答对①占40%，答对②占60%。

①埋地管道防腐涂层是防止管道腐蚀的重要措施之一，其作用在于使管道表面与周围介质隔离开来，切断腐蚀电池的电路，从而避免管道发生腐蚀。②防腐涂层的等级分为普通防腐、加强防腐和特加强防腐三级。  评分标准：答对①占40%，答对②占60%。

①使被保护的金属阴极极化，以减少和防止金属腐蚀的方法，称为阴极保护。②阴极保护有两种方法，一种是牺牲阳极保护，另一种是强制阴极保护。  评分标准：答对①、②各占50%。

①牺牲阳极保护的优点是构造简单，施工、管理方便，不需要外加电源，适用于无电源或需要局部保护的地方，对邻近的金属结构影响小。②其缺点是由于受两个金属之间电极电位差限制，有效电位差及电流受到限制。③用于地下管路保护的最大保护距离不过几千米，当土壤电阻率较高时，保护距离则更短，同时调节电流也困难。④另一个缺点是阳极消耗量大，要消耗有色金属。  评分标准：答对①～④各占25%。

①利用外加直流电源，将被保护金属与直流电源负极相连。②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。③这种方法称为外加电流阴极保护或强制阴极保护。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①保护电位是金属进入保护范围所必须达到的腐蚀电位的临界值。②为使腐蚀过程停止，金属经阴极极化后所必须达到的电位称为最小保护电位，也就是腐蚀原电池阳极的起始电位。其数值与金属的种类、腐蚀介质的组成、浓度及温度等有关。碳钢在土壤及海水中的最小保护电位为-0.85V左右。③管道通人阴极电流后，其负电位提高到一定程度时，由于H+在阴极上的还原，管道表面会析出氢气，减弱甚至破坏防腐层的粘结力。沥青防腐层在外加电位低于-1.20V时开始有氢气析出，当电位达到-1.50V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-1.20V。若采用其他防腐层，则最大保护电位值也应经过试验确定。聚乙烯防腐层的最大保护电位可取-1.50V。对绝缘层质量较差的管线，为使管线末端达到有效保护，最大保护电位也取-1.50V为宜。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①设备上承受负荷并存在相对运动的部件，如轴承、齿轮及密封装置等，由于设备运转时在这些部件间存在摩擦，②因而会增大设备运转时的动力消耗，并造成这些部件磨损、发热甚至烧结，进而完全破坏设备的正常运转。  评分标准：答对①、②各占50%。

①利用某种介质把摩擦表面隔开，使之不直接接触，这种方法称为润滑。②把起润滑作用的介质称为润滑剂。③在摩擦表面加入润滑剂后相对运动的接触表面就不再是机件本身的表面，而是整个润滑剂层了。④这样不仅可以降低摩擦，减轻磨损，保护零件不遭受锈蚀，而且在采用循环润滑时，还能起到散热降温的作用。⑤同时，由于液体的不可压缩性，润滑油膜还具有缓冲、吸震的能力。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①可分为四种类型：②液体润滑剂：润滑油（矿物润滑油、合成润滑油、动植物润滑油等）。③半固体润滑剂：润滑脂（黄干油、合成润滑脂、动植物润滑脂等）。④固体润滑剂：石墨、二硫化钼、聚四氟乙烯等。⑤气体润滑剂：空气及其他气态介质。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

对润滑剂的基本要求有：①要求有较低的摩擦系数，以减少摩擦副之间的运动阻力和设备动力的消耗。②要有良好的吸附和楔入能力，以便能渗入摩擦副微小的间隙，并牢固地粘附在摩擦表面上。③要有一定的内聚力（粘度），以便在摩擦副之间结聚成油膜层，能抵抗较大的压力而不被挤出。④要有较高的纯度和抗氧化安定性。没有杂质和腐蚀性，不致因与水或空气作用生成酸性物质而变质。⑤要有较好的导热能力和较大的热容量。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①钠基润滑脂具有较高的耐热性，工作温度可达120℃。②由于它能与少量水乳化，从而保护金属免遭腐蚀。③比钙基润滑脂有更好的防锈能力。④但其耐水性较差，因此适用在无水和不潮湿、温度较高的工作场所。  评分标准：答对①～④各占25%。

①针入度是评价润滑脂的重要指标之一。它标志着润滑脂的软硬程度。②针入度越小，润滑脂越硬，表明润滑脂不易从摩擦面被挤出，故承载能力强，密封性能好。③但同时摩擦阻力也大，会增加运动时的动力消耗，而且不易充填较小的摩擦间隙。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①钙基润滑脂；②钠基润滑脂；③钙钠基润滑脂；④复合钙基润滑脂；⑤铝基润滑脂；⑥钡基润滑脂；⑦锂基润滑脂；⑧石墨钙基润滑脂；⑨酰胺钠润滑脂；⑩烃基润滑脂。 评分标准：答对①～⑩各占10%。

①带油润滑是利用套在轴上的油环、油链及油轮，把油从油池中带到摩擦副上进行润滑。②由于环或链的转动是靠与轴的摩擦力带动的，③所以常用于轴径为25~50mm、转速不高于3000r/min、温度稳定、振动不大、固定机械的水平轴上。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①辅助润滑油泵；②输油泵轴头润滑油泵；③冷却过滤器；④油箱及润滑油管道；⑤管道附件及冷却水系统。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

集中润滑系统的工作原理为：①储存在油箱中的润滑油被油泵从油箱中吸出，流经过滤器、冷却器，送到被润滑的各摩擦副上。②在所有的摩擦表面被润滑后，油便经回油管路返回油箱。③回油通常是靠油的自重自行流回油箱，因此油箱应放在较低的地方。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

设备润滑应满足下列要求：①所供润滑油（脂）要均匀、连续；②要便于调节润滑油（脂）的量；③要适应设备操作条件的改变，随时按需要增减油（脂）量；④减少人工操作，自动化水平高；⑤防止环境对油品的污染；⑥便于维护和防止渗漏。  评分标准：答对⑤占20%．答对①～④和⑥各占16%。

根据水静力学基本方程，可得出以下几点规律：①静止流体中任一点的压力p等于表面压力p。与从该点到流体自由表面的单位面积上的液柱质量（pGh）之和。②在静止流体中，压力随深度按线性规律变化。③在静止流体中，相同沉没深度（h=常数）各点处压力相等。也就是在同一个连续的重力作用下的静止流体的水平面都是等压面。④但必须注意，这个结论只是对互相连通而又是同一种流体才适用。  评分标准：答对①～④各占25%。

①液体的压力和深度之间的关系式为：P = Po + ρGh
式中P -静止液体中任意一点肘的水静压力，Pa;    Po -液体上的压力，Pa；    ρ -液体的密度，kg/m3；    g-重力加速度，9.81m/s2；h-M点距液面的垂直深度，m。  ②公式p =Po + ρg h定量地揭示了静止液体中水静压力与深度的关系，反映了水静压力的分布规律，一般称为水静力学基本方程式。评分标准：答对①、②各占50%。

   

①稳定流；②液流所受的质量力只有重力；③不可压缩液体；④缓变流断面；⑤流量沿流程不变；⑥液体在运动过程中没有能量输入或输出。    评分标准：答对①～⑤各占16%，答对⑥占20%。

①液流存在着层流和紊流两种流动状态。②当流速较小时，各流层的液体质点是有条不紊地运动，互不混杂，这种形态的流动称为层流。③当流速较大时，各流层的液体质点形成涡体，质点在流动过程中互相混掺，这种形态的流动称为紊流。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①习惯上取RE= 2000作为标准。②在一般输液（或低速气体）管路中，如果RE≤2000，即认为是层流，③而RE> 3000则认为是紊流。    评分标准：答对①占34%，答对②、③各占33%。

①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。  ② RE=υD ρ/μ=υD/ν    式中ρ——流体密度；    μ——流体动力粘度；    ν——流体运动粘度；    υ——平均流速；    D——管子内径。    ③当RE $2000时，管内液体流态为层流；当RE>3000时，管内液体流态为紊流；当2000< RE< 3000时，管内液体流态为过渡流。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①实际工程中的管路都是由直管及各种局部装置组成的。当液体流经局部装置亦即边界条件发生突然变化的过流断面时，液流将产生局部阻力和局部水头损失。虽然局部装置的类型多种多样，但产生局部阻力的原因是相同的，这是因为：②在液流经过局部装置而形成的旋涡区中，液体质点之间发生摩擦和碰撞损失能量；③当液体流经局    部装置时，其流速的大小和方向发生急剧变化，液体流速的重新分布引起液体质点的动量交换，产生附加摩擦，从而使液流损失能量。
评分标准：答对①占34%，答对②、③各占33%。

①局部装置虽然在形式上是多种多样的，但产生局部阻力的原因及液体流经局部装置时的运动情况基本相同。②因此，确定各种局部装置的局部水头损失计算公式的形式是一样的。只是对不同的局部装置而言，其局部阻力系数不同而已。③因而计算局部水头损失的通用公式可以表示为：  hj = ξ(υ＾2)/2G    ④式中ξ-局部装置的局部阻力系数；          υ-液流通过局部装置以后的断面平均流速。    ⑤针对各种不同局部装置的局部阻力系数可查有关资料。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

按液流流动产生水力损失的原因，水头损失可分为两类。①沿程水头损失：液流克服沿程阻力而损失的能量。②局部水头损失：液流经过固体边界突然改变的地方，由于流速或流向发生急剧变化，引起较大的局部液流阻力所消耗的能量。    评分标准：答对①～②各占50%。

影响导热传热的主要因素有：①两表面的温差；②传热面积；③平壁厚度；④导热率。    评分标准：答对①～④各占25%。

①导热系数A是衡量物质导热能力的重要参数，②其值与材料的几何形状无关， ③主要决定于材料的成分、内部结构、密度、温度和含湿量等，④通常由试验测定。⑤各向异性材料，如木材、胶合板等的导热系数还与方向有关。⑥一般而论，在物质三态中，固体的导热系数最大，液体次之，气体最小。    评分标准：答对①～⑤各占16%，答对⑥占20%。

①Q= -λF(Δt/δ)    ②式中F——垂直于导热方向的截面积，m2；    δ——壁厚度，m；    λ——取决于物性并反映物体导热能力的参数，称为导热系数，W/(m·℃)；    Δt =tw1 - tw2——壁两侧的温差，℃。    ③负号表示传热方向与温度梯度方向相反。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

从平壁导过的热流量①与导热系数、②截面积和③温差成正比，④而与平壁的厚度成反比。    评分标准：答对①～④各占25%。

在对流换热过程中，热量(W)的传递采用牛顿公式来计算：    ①Q= AFΔt =AF(tl-t2)    ②式中F-换热面积；          A-放热系数，W/( m2·℃)；          tl，t2-高、低温介质的温度。
评分标准：答对①、②各占50%。

①流体流动状态对放热系数的影响：雷诺数越大，放热系数越大。②流体流速对放热系数的影响：当流体流速增大时，对流换热激烈，放热系数就大。③流体的比热容(C)、密度(p)及流体的粘度对放热系数的影响：④流体的pC -般称为单位容积热容量，pC值越大，即单位容积的流体温度变化l℃所需要的热量就越多，载热能力就越强， 因而增强了流体与壁面之间的热交换，提高了放热系数。⑤在相同流速下，粘性大的流体，其层流底层的厚度较厚，因此减弱了对流换热，即放热系数较低。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①凡物体都会向外界以电磁波的形式发射携带能量的粒子（光子），此过程称为辐射，发射的能量称为辐射能。②把由于热的原因所发生的辐射称为热辐射或温度辐射。两个物体之间以热辐射的方式进行热量传递的过程，称为辐射传热。③物体的温度越高，热辐射的能力越强。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①物体间的辐射传热不需要相互接触，也不需要中间媒质，可以在真空中进行。②辐射传热过程伴随有能量形式的转换，即物体的内能在向外辐射的过程中变为辐射能，在被别的物体吸收后又重新变为物体的内能。③任何温度的物体都向外发射辐射能。在辐射传热过程中，高温物体向低温物体辐射能量的同时，低温物体也向高温物体辐射能量，即使两个物体的温度相同，辐射传热仍在进行，只是一个物体辐射出去的能量等于它从旁的物体吸收的能量，从而处于动态平衡罢了。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①由于物体本身热状态所引起的辐射能，称为本身辐射。②由外界物体投射来的辐射能称为投射辐射。③外界物体投射来的辐射能被物体吸收的部分称为吸收辐射。④外界物体投射来的辐射能物体没有全部吸收而反射回去的部分称为反射辐射。⑤本身辐射和反射辐射能之和，称为有效辐射。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①斯蒂芬一玻尔茨曼定律确定了绝对黑体的辐射力与其本身绝对温度的四次方成正比。②在单位时间内黑体所放射的辐射能为：    Es=σs T＾4    ③式中Es ——黑体的辐射能，kW/m2；          T-一绝对温度，K；          σs——黑体的辐射常数，σs =5.699错10＾-8 W/( m2·K＾4)。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①辐射传热量与绝对温度的四次方成正比，温度的变化对辐射传热量影响很大。②因此，在加热炉运行中，要严格控制燃料的燃烧过程，不仅要使燃料完全燃烧，而且还要尽可能地降低过剩空气率，最大限度地提高炉膛温度，以强化辐射传热能力。  评分标准：答对①占30%，答对②占70%。

①要防止工业设备热量的散失，必须采取保温（或隔热）措施。②工业上常采用覆盖保护层或设置绝热层的方法来增加热阻，达到保温的目的。③例如，高温蒸汽管道上加盖保温层，加热炉的炉墙用耐火材料与外壳之间设置绝热层，都是为了达到隔热保温的目的。④天然石棉、石棉制品、矿渣棉、泡沫塑料等导热性能差的材料都是常用的保温材料。
评分标准：答对①～④各占25%。

①工程上所谓热绝缘，即减弱传热。②其目的是为了防止和减少热损失并保持介质所需要的温度，如用在高温蒸汽输送管道和低温介质容器外包绝热层等。③绝热保温的材料很多，如石棉、矿渣棉和泡沫塑料等。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①我国的原油主要为高粘度和高含蜡原油。②通常采用加热输送的方法，其目的在于通过提高原油的温度来降低其粘度，减少输送时的摩阻损失，并保证油流的温度始终高于凝固点，以防止冻结事故的发生。  评分标准：答对①占20%，答对②占80%。

①热油输送管道在运行中存在两方面的能量损失。②一是克服摩阻和高差的压能损失。③二是与外界进行热交换所散失掉的热能损失。④这两方面的能量损失是互相联系、互相影响的。如果油温高，粘度就低，摩阻损失少，动能消耗就少，而热能消耗大；反之，热能消耗少，动能消耗就大。    评分标准：答对①～④各占25%。

①不同输量下的沿途温降也是不同的。②大流量时管道沿线的温度分布比小输量时平缓得多。③随着输量的减少，终点油温会急剧下降。④因此，在热油管道运行管理中，要特别注意防止在输量减少时可能发生的凝管事故。    评分标准：答对①～④各占25%。

①在两个加热站之间的管路，其沿线温度梯度是不同的。②在站的出口处温度高，油流与周围介质温差大，温降就快。③在下一站前的管段上，由于油温低，温降就慢得多。④因此，热油管线的温降曲线是一条按指数规律变化的曲线，距出站口较近的管段，油温下降较快，以后温降就逐渐变得缓慢。    评分标准：答对①～④各占25%。

①热油管道Q-h特性曲线划分为三个区域：②小流量区为非工作区；③中流量区为不稳定区；④大流量区为工作区。⑤因此在热油管道操作中，应避免管道在不稳定区工作，以防凝管事故发生，而应在大流量区工作。  评分标准：答对①一⑤各占20%。

①提高出站油温，减少管道摩阻；②增开备用泵，提高泵站出站扬程；③增大阀门开度，减少节流；④输入粘度较小的油。    评分标准：答对①～④各占25%。

①在热油管道运行中，摩阻的大小除受流量变化的影响外，还受到油品粘度的影响。②当流量变化起主导作用时，摩阻随流量的增加而增加。③当油品粘度起主导作用时，虽然流量增加摩阻也增加，但总趋势是流量增加，摩阻反而下降。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①不是对每一种热油都会出现不稳定工作区。②对含蜡原油来说，一般不会出现不稳定工作区，③因进站油温通常必须高于凝固点。在输送温度范围内的粘温曲线比较平坦，且在紊流条件下工作，故在此区内，摩阻与粘度的0. 25次方成正比。④只有当温度较低，油出现非牛顿流体性质时，才有可能出现不稳定工作区，这是因为温度较低，油的粘度大大增加的缘故。⑤对高粘油来说，比如重油，出现不稳定工作区的可能性较大，⑥因其粘温曲线陡，且在层流流态下工作，摩阻与粘度的1次方成正比，而且不稳定工作区的范围也较大。⑦出现不稳定工作区主要是在层流流态下，其根本因素是油的粘温特性，即在某个温度范围内，温度的微小变化就会引起粘度的急剧变化，使得粘度成了影响摩阻的主要因素。    评分标准：答对①、②各占10%，答对③～⑥各占20%。

①含蜡原油在不同温度下蜡所处形态不同，会引起原油相态的变化，而表现出不同的流变行为，称为原油的流变性。②在科研和生产实践中，常把描绘含蜡原油流变特性的温度范围以析蜡点、反常点、显触点、失流点和凝固点来划分。    评分标准：答对①～②各占50%。

①当含蜡原油温度低于失流点后，原油失去流动性。②当所施剪切应力大于其结构强度（屈服值）时，原油才会像粘性流体那样产生连续变形即流动，这种现象称为含蜡原油的屈服现象。③屈服值的大小能比较具体地反映原油管道停输后再启动的难易程度。④屈服值的大小同原油的组成有关，而且与原油的加热历史、剪切历史和静置时间等因素有关。    评分标准：答对①～④各占25%。

①在长输管道运行中，压力能消耗有下列两部分：②一是用于克服地形高差所需要的位能，对某一管道，它是不随输量变化的固定值；③二是克服油品沿管路流动时所产生的摩擦及撞击阻力，通常称为摩阻损失。这部分能量损失是随流速及油品的物理性质等因素而变化的。  评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

长输热油管道输油温度的确定主要考虑两个方面的因素：①一是输油管道、输油设备能够正常运行，保证安全生产；②二是经济运行，使输油能耗费用降到最低点。  评分标准：答对①、②各占50%。

①原油进站温度的确定主要取决于经济比较。②对凝固点较高的含蜡原油，由于在凝固点附近的粘温曲线很陡，故其经济进站温度常略高于凝固点。③进站温度和上站出站温度是相互制约的，确定进站温度会对上站温度、出站温度产生制约。④目前在输油生产中，进站温度一般都控制在凝固点以上3～5℃。  评分标准：答对①～④各占25%。

①在间接加热系统中是用一种媒介把热量从加热炉中带出来，②然后在换热器内再把热量交换给原油，这中间介质就是热媒。  评分标准：答对①～②各占50%。

①输油站导热油膨胀罐的油液面用氮气覆盖，导热油受氧化作用较轻。②但有些输油站，导热油经常混入水分，不得不要进行脱水。在膨胀罐液面上，约130～140C的导热油直接和空气接触，此时导热油的抗氧性不可忽视。③虽然芳香烃的热稳定性远高于环烷烃型和烷烃，但是芳香烃型导热油中一般不加添加剂，而环烷烃型和烷烃型导热油中加有各种类型的抗氧剂和防焦剂。④因此就抗氧性而言，环烷烃型和烷烃型导热油可能优于芳香烃型导热油。⑤对膨胀罐氮封较好的输油站，在同等价格条件下选择芳香烃型导热油较好。⑥而对于有些氮封系统不严密或经常进行脱水操作且导热油出炉温度不太高的输油站，选用加有抗氧剂的环烷烃型和烷烃型导热油是可取的。⑦但是在高温下抗氧剂的效能下降，且随使用时间延长，抗氧剂会缓慢发生分解。当抗氧剂分解达50q%时，应考虑换油。    评分标准：答对①、②、④、⑤、⑥、⑦各占16%，答对③占20%。

①导热油长年在高温下工作，不可避免要发生老化变质，但如使用得当，可大大降低其变质速度。导热油的变质大致有四方面的原因：②超温裂化；③高温氧化；④污染； ⑤正常老化。⑥同一种导热油因使用条件不同，其寿命相差十分悬殊。    评分标准：答对①~⑤各占16 010，答对⑥占20%。

①选择导热油首先要看它的化学组成，②一般芳香烃型导热油的热稳定性远高于环烷烃型和烷烃型导热油。③合成导热油由芳香烃组成，一般使用10年左右，而矿油型导热油主要由烷烃和环烷烃组成，其使用寿命一般为3～5年。④在矿油型导热油中，由环烷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。  ⑤因为石蜡基原油中含烷烃量超过50%，其他族烃类的含烷烃量较少，而环烷基原油中含有的环烷烃达50%以上，其芳香烃含量也很高。⑥由于烷烃的热稳定性差，故导热油的烷烃含量应低于25%，否则在使用一段时间后，由于裂化，导热油的沸程和闪点将降低。⑦我国生产的原油以石蜡基为主。    评分标准：答对①～④和⑦各占14%，答对⑤、⑥各占15%。

质量要求：①热稳定性；②高温抗氧性；③安全性，导热油的沸点或初馏点应高于系统中油的使用温度，避免因沸腾而发生冒油或冲油事故；④使用温度；⑤产品价格与其他性能，还应考虑导热油劣化后是否有再生价值。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①一般芳香烃型导热油可以重复再生，②环烷烃型和烷烃型导热油由于再生后还要加入价格昂贵的高温抗氧剂，一般不考虑再生。    评分标准：答对①、②各占50%。

①热媒在高温下与空气接触，容易氧化变质。②为防止热媒在使用过程中的氧化变质，延长热媒的使用寿命，因此在热媒使用系统中采用惰性气体进行密封，以隔绝空气对热媒的氧化。③在没有惰性气体供应的地方，用无硫石油天然气密封亦可。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%

①导热油本身纯度和洁净度不高；②加热系统不清洁（如有铁锈、焊渣、沙石、灰土等）；③导热油系统经长时间运行正常老化产生的胶质、沥青质、微量有机酸、水分等； ④天然催化剂存在于热油系统，如铁的氧化物、有色金属，电解铜、铝、锡、铅等；⑤包装运输和储存过程中的污染，如用装过旧油的桶装新油，使雨水和杂质漏入，和其他油品掺混等；⑥导热油系统泄漏，混入其他物质，如原油、水分等。⑦导热油中的杂质不仅会在工艺设备上形成沉淀、生焦，堵塞管线，更重要的是杂质会在导热油中形成活化中心，产生自由基，增大酸值，加速导热油的劣化速度。由于活化基的存在，导热油中烃类在不高的温度下甚至在常温下也会氧化。    评分标准：答对①～⑥各占14%，答对⑦占16%

①在输油生产中，因为输油量经常处于变化状态，频繁操作会给输油生产带来隐患。②同时，由于采用输油站出口阀节流调节会浪费大量电力。③因为泵的耗电量与其转速的三次方成正比，如果把节流调节改为转速调节，节电效果非常显著。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①由于投资昂贵，不可能将所有水泵全部调速，所以一般采用调速泵、定速泵混合运行。②在这样的系统中，应注意确保调速泵与定速泵都能在高效段运行，并实现系统最优。此时，定速泵就对与之并列运行的调速泵的调速范围产生较大影响。主要分以下两种情况：③同型号水泵一调一定并列运行时，虽然调度灵活，但由于无法兼顾调速泵与定速泵的高效工作段，因此，此种情况下调速运行的范围是很小的。④不同型号水泵一调一定并列运行时，若能达到调速泵在额定转速时高效段右端点扬程与定速泵高效段左端点扬程相等，则可实现最大范围的调速运行。但此时调速泵与定速泵绝对不允许互换后并列运行。    评分标准：答对①～④各占25%。

离心泵调速方法可分为两大类。    ①第一类是原动机转速不变，而在它与从动机之间加装可变速的耦合器。②第二类是直接使原动机变速来实现调速。    评分标准：答对①、②各占50%。

①在工况相似的情况下，一般有轴功率ⅣCCn3（转速），②因此随着转速的下降，轴功率会急剧下降，③但若电动机输出功率过度偏移额定功率或者工作频率过度偏移工频，都会使电动机效率下降过快，最终都影响到整个水泵机组的效率。④而且自冷电动机连续低速运转时，也会因风量不足影响散热，威胁电动机安全运行。    评分标准：答对①～④各占25%。

①电动机定子供给转子的功率（电磁功率）分为两部分：②大部分变成机械功率拖动泵与风机，一小部分成为因转速差（比同步转速低）而产生转子回路的转差电功率。③通过在转子回路串入串级调速装置加入一个可调反电势来控制转子电流，从而调节电动机的转速（改变了机械功率输出），④由于转速差（转子转速与同步转速的差）而产生的转子的转差功率又经串级调速装置反馈回电网或内馈电动机的定子反馈绕组而回收，从而达到调速和高效节能的目的。  评分标准：答对①～④各占25%。

串级调速系统的特点：①串级调速系统最大的优点是由于它可回收转差功率，比其他调速装置节能效果好，系统效率高达80%～90%；②应用于调速范围要求不大的场合效果更加明显；③系统控制方便，设备投资少，投资回收快；④其缺点是只能使用绕线式异步电动机。  评分标准：答对①～④各占25%。

串级调速装置使用时应注意事项有：    ①可控硅串级调速，机械特性较软，最大转矩要降17. 5%，这对冲击负载要特别注意；②串级调速系统的功率因数很低，会造成电网的线路损失，应注意补偿，尽量选用高功率因数的串级调速装置；③应考虑高次谐波分量对电网的影响；④所选配的串级调速装置和电动机应满足容量要求。  评分标准：答对①～④各占25%。

①传统串级调速是外反馈，是将转子转差功率经有源逆变器和一个与电网相连的逆变变压器反馈回电网的。②内反馈是将这个变压器去掉了，在原电动机定子绕组槽中再加一个调节绕组，又称反馈绕组。③这两个在同一定子铁芯中的绕组，就构成了和代替了上述外反馈时的变压器，或者说把变压器做在了电动机定子里，④其他没什么区别。
评分标准：答对①～④各占25%。

①变频调速是最有发展前途的一种交流调速技术。②其调速方法有多种形式，其电流型变频器以其结构简单、限流能力强、调速性能好、维护方便，受到广泛应用。③变频调速时从高速到低速都可以保持有限的转差率。④因而变频调速具有高效率、高精度、宽范围的调速性能，是交流电动机一种理想的调速方法。    评分标准：答对①～④各占25%。

   

①避免了中间站油罐的呼吸损耗。②可利用上站传递给的剩余压力，在各种流量情况下，使管道达到最佳的运行状态。③各站的输油能力可以互相弥补。④工艺流程简单，便于实现全线的集中控制与调节。  评分标准：答对①～④各占25%。

①输油泵机组的启停将直接影响管道系统压力的变化。②切换时应提前汇报输油调度，待输油调度对上、下站做好联系，并通知后方可进行泵的切换。③泵的切换程序一般是“先启后停”。④在管道系统接近最大工作压力或供电系统负荷不允许时，也可 “先停后启”。⑤不论采取哪种切换方式，都应做好启运泵和欲停泵之间的排量调节，以使出站压力不致突增突降。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①水击是指在压力管路中，由于某种原因发生流速突然变化时引起管内压力的突然变化。②由于管壁和液体的弹性作用，造成压力波在管内的迅速传递，并可听到对管壁的锤击声音，故把水击又称为水锤。③水击的实质是能量转换，即在液体减速的情况下动能转换为压能，在液体加速的情况下，压能转换为动能。
评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①由液流速度的瞬时变化所引起的初始水击压力值（压力增值）可按下式计算：  Δp=ρA(υo -υ)    式中②Δp -由于液流速度的瞬时变化所引起的初始水击压力，PA；    ③ρ-液体的密度，kG/m3；    ④A-水击波在该管道中的传播速度，m/s；    ⑤υo -正常输油时液体流速，m/s；    ⑥υ-突然改变后的液体流速，m/s。  评分标准：答对①占20%，答对②、③、④、⑤、⑥各占16%。

在长输管道运行中会造成水击的情况有：①启、停输油泵，流程切换操作；②输油参数调整；③开关干线阀门；④输油机组动力故障自行停机；⑤干线分输、泄漏、安全阀或泄流阀动作等；⑥其中以开关阀和动力故障引起的水击最为强烈，危害最大。
评分标准：答对①占20%．答对⑦～⑥各占16%。

   

①当某输油站或干线发生较严重的水击工况时，根据预先设置的水击保护程序，在水击波到达可能受到水击波破坏的管段前，控制中心提前自动向有关各站发出停运部分泵机组或进行压力调节的指令。②从而使有可能受到水击波破坏的管道内提前产生与水击波压力变化相反的压力变化，以抵消或消弱水击波的影响，保护管道免遭水击波的破坏。    评分标准：答对①、②各占50%。

①某站自动控制管道产生水击时，将产生的水击信号传送到控制中心。②控制中心根据水击源产生的位置和可能造成的危害程度的设计程序，向各站发出水击减量60%、水击减量40%和水击减量20%三个水击减量信号中的一个。    评分标准：答对①占40%，答对②占60%。

①自动控制管道都设有水击超前控制保护系统。水击超前控制的前提是通信质量必须良好，超前控制的方法是：②任何一个站产生水击，将这个水击信号立即传送到控制中心。③控制中心立即将这个水击信号同时送到上下游每个站，并根据水击源产生的位置和可能造成的危害程度的设计程序来决定进行水击减量或水击停输。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①压力检测仪表将检测的进站压力和出站压力信号分别传送到进站、出站压力调节器，与定值器的给定值进行比较，若测量值与给定值相等，则输出信号为零；若不相等，则输出信号大于零。②进、出站两个调节器的输出信号同时进入信号选送器，选送器将比较强的信号输出，以驱动执行机构，控制调节阀自动调节。    评分标准：答对①、②各占50%。

①自动调节系统主要调节对象是输油泵。②调节的目的主要使全线各站的输量相等，并符合输送任务的要求。③控制全线输量首先是控制供油的首站，需根据输油任务的要求自动控制调节阀调节出站压力或调节泵机组转速。④其次是依靠各中间站独立调节系统，自动控制本站进、出站压力在规定的范围内。  评分标准：答对①～④各占25%。

密闭输油输油量的调节可利用下列方法实现：①调节出站压力；②增加运行输油泵机组；③减少运行输油泵机组；④切换输油泵。    评分标准：答对①～④各占25%。

①控制中心发出调节出站压力指令，并通知各站。②各站（遥控操作的站由控制中心控制）根据输量要求调整有关站的出站压力及减压站压力的设定值。③全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①选定待启动输油泵机组，并通知上下游各站。②按需求调整减压站的减压阀及减压站下游相邻站进站压力设定值。③按启泵程序启动预选的输油泵机组。④多站增加运行输油泵机组操作时，应按照油流方向依次进行。⑤按需求调整出站压力设定值。⑥全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对⑥占20%，答对①～⑤各占16%。

①选定待停运输油泵机组，并通知上下游各站。②按需求调整减压站的减压阀及减压站下游相邻站进站压力设定值。③停运选定的输油泵机组。④多站减少运行输油泵机组操作时，宜按末站开始至首站的顺序依次进行。确认下站停泵后即可安排本站停泵。⑤按需求调整出站压力设定值。⑥全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对⑥占20%，答对①～⑤各占16%。

①选定要切换的输油泵，并通知上下游站。②按输油泵的启、停程序进行操作。③非满负荷运行的输油站切换输油泵操作时，宜按“先启后停”的顺序进行。④满负荷运行的输油站切换输油泵操作时，应采取降低出站压力的措施或按“先停后启”的顺序进行。⑤全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①调度中心在遥控状态下或泵站在站控状态下发出泵机组切换令（启几号泵，停几号泵）。②前台机( PLC)接到指令后，发令启动条件满足的备用泵。③备用泵在启动完成后，下令停指定的泵。④指定的泵停运后，下令打开备用泵的出口阀，关停运泵的出口阀，直到备用泵出口阀开阀和关停运泵的出口阀完成。⑤如果出口阀的电动头（执行器）全开、全关的时间过程比较长，则在编应用程序的时候要考虑先开出口阀，后停运行泵。要保证泵站的进（出）站压力不要波动太大，以防产生有害的水击波。⑥泵机组切换功能一般只在恒速泵之间实现，变频泵和给油泵一般不能进行切换泵操作。    评分标准：答对⑥占20%，答对①～⑤各占16%。

①低压泄压阀是进站压力超高自动泄压保护装置。②该阀安装在进站管线上，并与事故泄压罐相通。③当阀前进站压力超过控制值时，阀门自动开启，向泄压罐泄油，将进站压力控制在一定范围内，同时也限制了其向上游传播的压力值。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①当进站压力低于规定值时，首先由本站调速电动机或出站压力调节阀进行自动调节。②当进站压力继续降低达到进站压力开关设定值时，压力开关动作，压力调节系统将停运一台运行的输油泵机组。③当进站压力仍继续降低，压力调节系统将顺序停运本站运行的输油泵机组，直至进站压力高于进站压力设定值。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①当出站压力高于运行设定值时，出站调节阀或调速电动机首先自动调节。②当出站压力升高达到出站高压泄压阀设定值时，高压泄压阀动作。③当出站压力继续升高达到出站压力开关设定值时，压力开关动作，压力调节系统将停运一台运行的输油泵机组。④当出站压力仍继续升高，压力调节系统将顺序停运本站运行的输油泵机组，直至出站压力低于出站压力设定值。    评分标准：答对①～④各占25%。

①在正常运行时，高压泄压阀是不动作的。②要掌握其工作状况，操作人员就要定期对高压泄压阀进行泄压试验，以防泄压系统失灵而导致事故发生。③试验的方法是：使用定值设定仪表将设定值调到不大于出站压力，这时高压泄压阀应泄压，否则高压泄压系统出现故障。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①原油密闭输送管道泄压罐供高低压泄压阀泄压用。②该罐应有油位检测报警装置。当油位上升达到运行上限时，生产报警系统发出油位高报警，通过自动或人工启动罐前泵降低油位。③当油位降到运行下限时，生产报警系统发出油位低报警，通过自动或人工停运罐前泵。④运行人员应严密监视生产报警系统的可靠性。    评分标准：答对①～④各占25%。

①在密闭输送管线上，当某些意外事故导致一个中间泵站或一台泵机组突然停运时，将发生急剧的大幅度压力变化。一般的调节系统对此无能为力，必须有可靠的事故保护系统，以确保管线的安全运行。干线的超压保护系统构成主要包括：②进站泄压阀；③出站泄压阀；④进出站压力调节阀；⑤水击超前保护。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①压力自动保护可分为两级。②一级保护是按极限（危急）压力动作，切断全部机组。③二级保护是按临界压力动作，切断一台机组。④这样，当压力过高或过低时，总是先执行二级保护，做出预防性反应。⑤对于输油泵串联工作的输油站，在大多数情况下停一台泵足以解决问题，可避免不必要的切断全部机组。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①原油长输管道密闭输送时宜实行集中控制。②控制系统宜分为两级：对站内设备进行控制保护的“站控系统”和对管道全线进行监视和综合控制的“全线监控系统”。 ③在两级控制系统之间用数字通信通道连接起来。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

原油密闭输送管道自动控制有以下三种形式：①各输油站的就地自动控制；②中心调度室集中遥测监控；③计算机和屏幕显示相结合的远程自动程序控制。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①调节阀的4mA信号对应阀门的开度信号为100%（全开）。②20mA信号对应的阀门开度信号为0%（全关）。③主要防止在生产运行中的控制系统或线路出现故障时调节阀不至于全关。这样不易引起长输管线流程不通，保障在调节阀没有输入信号的情况下长输管线的流程畅通，不会造成生产事故。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①泵站24V直流电出现故障时，控制机上采集的模拟量数据将无显示，部分数字量显示设备运行状态将变为中间状态，即可判断24V直流电源出现故障。②24V直流电出现故障后，过程控制将出现无法控制。处理方法是将当前的控制方式变为手动控制方式，同时手动设定变频泵的频率或转速，或手动调节调节阀开度，使泵站的进、出站压力保持在工艺允许的参数之内。    评分标准：答对①占40%，答对②占60%。

长输管道引进自动化控制系统的好处有以下几点：①减轻操作人员的劳动强度，提高劳动生产率，达到减员增效。②确保管道和设备的安全，使管线在安全范围内达到满负荷运行，保证安全、快捷输油。③密闭输油可以起到节能降效的作用。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

检查投运高低压泄压保护装置程序为：①检查高低压泄压阀及泄流系统是否完好；②氮气压力是否符合要求；③电伴热是否投用正常；④打开高低压泄压阀前后阀门，打开动力阀及动力回流阀，投入使用；⑤从操作台手动开启高低压泄压阀，检验高低压泄压阀动作的灵敏度及可靠性。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①确认各站所确定运行和备用泵机组的“自动／手动”开关处于“自动”位置，所有控制阀门“就地／遥控”开关处于“遥控”位置；②确认各站进、出站压力自动调节及保护装置可靠投用。③确认站控机工作正常，与控制中心通信畅通。④确认各站辅助系统具备投运条件。    评分标准：答对①～④各占25%。

①控制中心确认各站切换为压力越站流程，干线截断阀全开，末站切换为进站流程。②控制中心发出启动本站的指令，通知下游站。③打开出站阀门。④对设有给油泵的站场，先启动预选的给油泵。⑤启动预选输油泵机组。⑥对需启动多台给油泵和输油机组的站，应依次启动给油泵和输油泵机组。⑦投运出站压力自动调节及保护装置，设定出站压力调节值。⑧将本站“水击超前保护允许／禁止”功能置于“水击保护允许”状态。⑨对热输原油管线，启动原油加热系统，并设定出站温度。⑩全面检查，汇报控制中心，并通知下游站。    评分标准：答对①～⑩各占10 %。

①控制中心发出停运本站的指令，通知下游站。②对热输原油管线，应首先停运原油加热系统。③将本站“水击超前保护允许／禁止”功能置于“水击保护禁止”状态。④压力调节系统置手动。⑤停运预选的输油泵机组，并关闭泵出口阀。⑥对需停运多台输油泵机组的站场，应依次停运本站所有输油泵机组。⑦对设有给油泵的站场，停运给油泵。⑧关闭出站阀门。⑨全面检查，汇报控制中心，并通知下游站。    评分标准：答对①占12%，答对②～⑨各占11%。

①控制中心发出点炉指令，并通知上下游站。②启动原油加热系统。③全面检查， 汇报控制中心。    评分标准：答对①占40%，答对②、③各占30%。

①控制中心发出切换为压力越站指令，并通知上下游站。②将本站“水击超前保护允许／禁止”功能置于“水击保护允许”状态。③关闭低压泄压阀阀前截断阀，隔离低压泄压系统。④对并联泵运行的输油站，要打开压力越站阀门。⑤停运本站选定的输油泵机组，关闭泵出口阀。⑥对需停运多台输油泵机组的站场，应依次停运本站所有输油泵机组。⑦压力调节系统置手动，调节阀全开。⑧全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对①、⑧各占5%，答对②～⑦各占15%。

①控制中心发出切换为加压输送流程指令，并通知上下游站。②对并联泵运行的输油站，要关闭压力越站阀门。③启动相应输油泵机组。④根据需要调节运行参数（站控操作时应严格执行调度令）。⑤打开低压泄压阀阀前截断阀，投运低压泄压保护系统。⑥投运进出站压力自动调节及保护装置。⑦将本站“水击超前保护允许禁止”功能置于“水击保护允许”状态。⑧全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对①、⑧各占5%，答对②～⑦各占15%。

①加压加热输送流程切换为全越站流程按相关规定停运中间输油站。②全越站流程切换为加压加热输送流程按相关规定启动中间输油站。    评分标准：答对①、②各占50%。

①对具有开式流程和密闭流程双重功能的输油站，投运低压泄压阀，并调整其设定值。②调整本站出站压力，使罐位呈上升趋势。③缓慢关闭进罐阀门，切换为密闭输油流程。④调整进、出站压力设定值。⑤投运进站压力低调节及保护系统。⑥将本站“水击超前保护允许／禁止”功能置于“水击保护允许”状态。⑦全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对①占10%，答对②～⑦各占15%。

①对具有开式流程和密闭流程双重功能的输油站。②调整进、出站压力设定值。③停运进站压力低调节及保护系统。④缓慢打开进罐阀门，切换为开式输油流程。⑤停运低压泄压阀。⑥全面检查，汇报控制中心。    评分标准：答对①占20%，答对②～⑥各占16%。

①各站流量均下降；②首站扬程及出站压力均下降；③下游各站扬程增大，进出站压力下降。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①各站流量均下降；②上游各站扬程下降，进出站压力均上升；③事故站扬程下降，进站压力上升，出站压力下降；④下游各站扬程升高，进出站压力下降。    评分标准：答对①～④各占25%。

①当某输油站突然停运部分输油泵时，一般情况下，上下游各站将自动进行压力调节或保护性停泵，达到新的水力稳定状态。②当某输油站突然停运部分输油泵并产生较严重水击或突然停运全部输油泵时，水击超前保护系统被启动，由控制中心向有关输油站发出进行压力调节或停运部分输油泵机组的指令。对停运所有输油泵的站场，应尽快切换为压力越站流程。③输油站在密闭输油运行中，如发生下列情况之一，应在控制中心的控制或指挥下全线降量运行，有开式流程的站场可切换为开式流程运行。某站站控系统故障，不能正常运行；压力调节装置故障，不能进行自动压力调节；全线水击超前保护控制系统不能正常投用。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①梯森泵每台泵共设置了七个控制点，这些点是：②泵壳温度；③泵端轴承温度；④泵腰轴承温度；⑤泵机械密封与泄漏检测；⑥泵壳振动；⑦泵人口压力；⑧泵出口压力。    评分标准：答对①占23%，答对②～⑧各占11%。

①梯森泵每台电动机都设置了五个温度控制点和两个振动控制点，这些控制点为：②电动机定子A相温度；③电动机定子B相温度；④电动机定子C相温度；⑤电动机端轴承温度；⑥电动机腰轴承温度；⑦电动机端轴振动；⑧电动机腰轴振动。    评分标准：答对①占23%，答对②～⑧各占11%。

①梯森泵的启动控制开关在关断位置时，禁止在任何地方启泵。②当泵运行时，开关打到关断位置时，将停泵。③操作开关在手动位置时，只能在就地操作柱上启停泵，而不能在站控机上启停泵。④操作开关在自动位置时，只能在站控机上启停泵，在就地操作柱上将不能启停泵。⑤泵机组在正常运行情况下，应将开关放在自动位置，否则泵机组的保护功能不全。⑥泵机组在检修时，应将开关放在关断位置，以防止误启泵而产生危险。    评分标准：答对①、⑥各占20%，答对②～⑤各占15%。

①梯森泵输油机组的每台操作柱上都设有一个手动一自动转换开关。②这个开关有三个位置：关断位置、手动位置、自动位置。    评分标准：答对①、②各占50%。

①PV100调节阀是出站液动调节阀，②其作用是用来调节进站压力和出站压力。站控机根据进站压力和出站压力实际值与设定值进行比较和计算，来控制调节阀的开度。③PV100调节阀既可用于自动调节，也可用于手动调节。    评分标准：答对①各占40%，答对②、③各占30%。

①PV100调节阀是接受站控机输出的调节信号来进行压力调节的。②站控机根据进站压力和出站压力的实际值与设定值，进行比较和计算，输出调节信号，控制调节阀的开度。③站控机又根据调节阀的状态输出全开和全关信号，全关信号用于保护泵机组，因为调节阀全关时，站控机会使输油站自动停输。    评分标准：答对①各占40%，答对②、③各占30%。

①采用间接加热的输油站，利用设置的泵汇管人口温度检测控制点来自动调节换热器三通阀的开度，从而调节原油出站温度。②利用设置的泵汇管人口压力和出站压力检测控制点来自动控制出站调节阀的开度或调节电动机的转速，从而实现进站压力和出站压力的调节。
评分标准：答对①、②各占50%。

①设备故障：机组温度超高、泵机械密封泄漏量过大、机组振动过大。②工艺参数越限：泵人口压力超低、泵出口压力超高、出站压力超高。③前者为机组闭锁停机，在故障原因未查清之前，不准启机，否则会引起事故。④对于后者，只要工艺运行条件允许，就可以启机。    评分标准：答对①～④各占25%。

①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，②如果要想第三次启动，站控机拒绝执行启动命令，需要等待1h后，站控机才能再次接受启动命令。③其原因是电动机连续两次受到启动冲击电流影响，温度较高，如再次启动，会出现烧电动机的危险。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①输油站主要保护参数有两种：②一种是依据设备生产厂家提供的保护设备极限参数确定的，③另一种是依据工艺管线的承受能力而确定的。④其目的是保护输油设备、工艺管线安全生产、平稳运行。    评分标准：答对①～④各占25%。

①出站压力超高保护有两种方式：②一是采用高压泄压阀泄压保护；③二是出站压力高自动停机保护。④高压泄压阀的设定值为最高允许出站压力加上0. 05MPA； ⑤出站压力高自动停机的设定值为最高允许出站压力加上0. 1MPA。    评分标准：答对①～⑤各占25 %。

①自控管道在站控台上就可实现收、发清管器和转发清管器操作功能。完成这些功能的条件是：②清管系统各阀门状态齐全，开关控制点好用；③清管器动作无误； ④单向阀动作灵活。    评分标准：答对①～④各占25%。

①发送清管器时，首先将清管器装入发送筒，②然后对发送筒进行手动排气，③就地全开清管器出口阀后，按下发送按钮，接通自动发送清管器程序。④自动开启动力油发送阀，全开后，开始自动关小出站控制阀。⑤在出站控制阀关的过程中，如果发送指示器动作时，全开出站控制阀，自动关闭动力油发送阀和清管器出口阀，发送清管器操作完成。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①在上站发送清管器检测开关动作后，启动本站的清管器运行时间定时器。②定时器所定的时间是指在最大输油量的情况下清管器在两个站间所经过的时间。③当定时器达到计时时间后，站控机将显示清管器已接近本站，同时将接收筒进口阀、回油阀开到最大，为接收清管器做好准备。    评分标准：答对①占40%，答对②、③各占30%。

①在自动转发清管器操作中，从清管器进站到最后转发出，有四处时限要求，②其中有一个时间超限，在站控机上将显示“未完成顺序”报警，并停止自动操作程序，说明出现故障。③操作人员应进行现场检查并进行手动转发清管器操作。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①自控输油站停输，是由于站控机收到了现场越限参数信号，为保护输油管道和设备的安全，由站控机自动发出并执行的命令。②可促使输油站停输的越限参数有：1#泵
人口压力超低、出站压力超高、出站调节阀PV100全关。    评分标准：答对①、②各占50%。

①站控机收到泵入口压力超低信号后，产生20s延时。在这20s内，由出站调节阀进行调节，②如不能恢复正常，则停运一台高号泵（不是调速电机泵），③再延时10s， 如泵入口压力仍然超低，则启动输油站停输程序，停运所有运行泵和加热炉（热媒炉），同时关闭进、出站阀和收发球阀。    评分标准：答对①占40%，答对②、③各占30%。

输油操作人员发出输油站闭锁命令有四种方法：①在控制中心发出管线闭锁命令；②在输油站站控台上发出输油站闭锁命令；③由输油站变电所墙上的按钮产生输油站闭锁命令；④由站控室墙上的按钮产生输油站闭锁命令。    评分标准：答对①～④各占25%。

①输油站闭锁是在出现了重大事故的情况下，由操作人员发出的命令。②这种命令使用必须谨慎，否则会使事故扩大或导致其他事故的发生。③因此在输油站闭锁命令操作中分两步进行，其目的是为了防止误操作，也是为了给操作人员进一步决策提供时间。    评分标准：答对①占40%，答对②、③各占30%。

①自控管道输油站在进站压力和出站压力设定值设定后，自动调节系统就自动地将进站压力调节到进站压力设定值以上，将出站压力调节到出站压力设定值以下或与之相等。②这样就能保证输油泵不抽空，出站压力不超过设定值或管线最高压力允许值，从而保证了安全。    评分标准：答对①、②各占50%。

①自控管道压力调节有两种调节系统，②一个是由PV100出站调节阀构成的进、出站压力调节系统；③另一个是由调速电动机VSD构成的进、出站压力调节系统。④在两个压力调节系统中，以出站调节阀构成的调节系统为主。⑤从经济运行的角度讲，一般短期和少量调节可由PV100出站调节阀调节，但针对调节量大或长期调节，由调速电动机构成的调节系统调节比较经济。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①在自控管道输油站正常运行中，操作是比较少的，②主要任务是运行管理和监护，也就是对输油设备和工艺运行状况的监视，③以便能随时发现运行中的故障，特别是通过各种报警信息及对报警信息的分析、判断，及时处理运行中的各种故障，以保证安全平稳输油。    评分标准：答对①、②各占30%，各对③占40%。

①输油调度的基本任务是根据上级主管部门下达的原油运销计划搞好油量平衡和衔接，按计划完成输油任务；②组织和协调管道输油的经济合理运行和管理工作；③解决和处理管道输油中的事故检修和有关问题。    评分标准：答对①占40%，答对②、③各占30%。

①输油调度应负责协调各部门完成输油计划，实现安全经济运行，组织事故抢修。②调度系统实行24小时值班制。③各级调度人员应由熟悉全面生产和输油工艺、作风严谨、有一定组织能力的人员担任。④各级调度机构应有明确的职责和权限规定。上下级调度之间应有明确的会议和联系制度。⑤上下级调度实行以调度命令为
主要形式的垂直领导。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①输油各级调度必须遵循“下级服从上级”的原则。②各级调度根据各自的职责和权限，认真做好调度工作。③下级调度根据情况，如对上级调度的指示、调度令等执行有困难或认定它是错误的，要向下达指示和调度令的上级提出意见，如上级调度坚持要求执行，则下级调度必须服从，但发生的一切后果由上级调度负责。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①负责组织本站输油运行工作，保证完成站间通过量和输油工艺参数达到预定要求。②具体负责组织本站各运行岗位人员按照各种有关规程进行操作。③认真贯彻执行以岗位责任制为主的各项规章制度；按时巡回检查各生产岗位，组织好交接班工作。④按时掌握全站运行动态，填报运行参数；按时向上级调度汇报输油运行情况。⑤做好上下站间的调度业务联系；搞好与油田、炼厂、码头、装车站等用户的协作。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①输油调度令分三种：一般调度令、重要调度令及紧急调度令。②一般调度令用于正常运行中工艺参数调节、工艺流程切换和与生产有关的重要事项的处理。③重要调度令用于运销计划、运行方案变更和有关规程的临时变动。④紧急调度令用于事故状态下下达紧急措施。    评分标准：答对①～④各占25%。

①紧急调度命令是指事故状态下的调度命令。②如有领导在场时，可请示领导批准。③如无领导在场时，输油值班调度可直接下达紧急调度命令，④下达后立即向调度长汇报。⑤在紧急调度命令录音后，要由受令人复述无误方可执行。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①调度命令可分为三种：一般调度命令和重要调度命令和紧急调度命令。②调度命令只能在同一输油调度指挥系统中由上而下下达。③调度命令以口头用电话传达并要录音。④一般调度命令可由值班调度员决定。重要调度命令由调度长批准。紧急调度命令可由值班调度员决定和传达。    评分标准：答对①～④各占25%。

①对于输油站内所发生的一切输油事故，一律要在当班内如实向中心值班调度汇报。②重大事故或大事故要立即汇报（包括事故发生时间、地点、操作者、事故状态及伤亡情况等。原因不明可以待查后报）同时报告主管生产站长。    评分标准：答对①、②各占50%。

①做好运行数据的收集、整理和分析。②根据外部条件的变化，调整运行参数或运行方式。③按照运行方案，组织优化输油，实现安全经济运行。④对实行自动控制的管道，应按照有关条例的规定设定合理的输油工艺参数。⑤根据输油计划，协调确定对输油设备、计量器具和仪表的检修、试验和标定时间，减少对均衡输送的影响。⑥按照供、用电协议与供电调度密切配合，合理安排输油用电。⑦在运行管道上进行水击试验、原油降凝和减阻、管内检测及其他工业试验时，试验单位必须编写试验方案，提出申请，经主管部门组织论证和批准后，在专人负责指导下进行试验。涉及流程切换、改变运行参数和运行方式的操作，必须由调度统一指挥。    评分标准：答对①～⑥各占15%，答对⑦占10%。

①发生事故后，必须按事故等级划分与汇报制度及时向上级调度汇报。②站内设备或管网发生故障时，基层值班调度首先组织恢复输油正常，再进行其他事故处理。③发生较大事故，涉及上下站运行参数改变时，基层值班调度在保证干线不致堵塞、泄漏、破裂的前提下，调节运行参数或改变运行方式。上一级调度接到汇报后，应立即通知有关各站，对运行状态作相应调整。④发生重大事故可能造成全线停输时，基层值班调度在保证全线安全运行和防止事故扩大的前提下，采取应急措施，同时做好现场维护、抢救和抢修准备。上一级调度接到汇报后，应立即向有关领导提供事故处理隋况，制定应急方案，组织抢修队伍，下达抢救指示，力求在允许停输时间内恢复生产。⑤在事故状态下，统一通过值班调度请示汇报和指挥生产。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①输油计划由运销部门编制和下达。其他人员无权更改输油计划。②根据月输油计划，中心调度室编制确定各线运行方案，经调度长批准，报主管领导备案后执行。③运行方案的主要内容有各站输油机组和加热设备的运行方式、台数、输油工艺流程、各站输油量、进出站压力与温度及注意事项等。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①在输油生产中发生事故后，在处理过程中涉及改变运行方式、工艺参数等，都要经过中心调度批准后执行。②在紧急情况下，输油站调度有权先进行事故处理，待事故控制住或初步安排后，要立即向中心调度汇报。③输油生产事故处理指挥统一由值班输油调度下达调度命令，进行统一指挥，他人不得从旁指挥。④在输油生产事故状态下，未经中心调度批准，任何单位、个人不得从事试验、标定和影响事故抢修的作业。  评分标准：答对①～④各占25%。

①输油站泵区、加热炉区及阀组的工艺管线宜采用地上或管沟敷设，②进出站原油干线宜埋地敷设，③单体之间和油罐区的工艺管线宜地上敷设。④在管沟或地面敷设时，管底距沟底或地面净距离不宜小于0. 3m;⑤在地上架设时，管底距地面净距离不宜小于2.2m。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①站内原油工艺管线敷设时，应有低点放空、高点放气的措施及扫线入口接头，扫线入口接头应装设止回阀。②工艺管线敷设时应有坡度，坡度值一般为0. 3%，坡度方向一般以有利于泵的吸入和管线放空原则确定。    评分标准：答对①、②各占50%。

①发生干线凝管事故，应立即采取升压、升温顶管措施，即在管道允许的最大出站压力和最高出站温度下持续顶挤。②若不见效，经请示中心调度批准后，进一步升压，如仍不见效，应迅速开孔加压顶挤。    评分标准：答对①、②各占50%。

①输油管道在常规运行无人为操作的情况下，如发现出站压力持续上升，输油量持续下降，且进站温度呈下降趋势时，可以认为是干线初凝预兆。②如果输送压力继续升高到相邻站间的允许工作压力以上，输油量继续下降到最低允许输量以下，则初凝事故已经发生。③若输量下降趋近断流，则确定为凝管事故。    评分标准：答对①占40%，答对②、③各占30%。

①诊断出某管段凝管，如果是重要管段，影响输油生产的，应立即向中心调度汇报；对于不影响正常输油生产的，应向主管生产站长报告。②在中心调度同意或指导下，立即采取高压顶挤方法，即以该管段最大工作压力顶挤，同时提高伴热温度和顶挤油温。③如果凝管比较严重，可拆掉管外壁保温层，用热水、蒸汽在管外壁直接加热，配合高压顶挤一齐进行。④如果凝管部位在油罐的进出口管段，由于压力较低，可请示中心调度同意倒压力越站流程来提高进罐压力。但要严密监视罐位上涨情况，油罐进油量达到该管段的容积时或顶挤压力降低，听到油流声，应立即停止顶挤，防止发生油罐冒顶事故。⑤加热炉进出口管段冻凝，如果是先炉后泵流程，加热炉处于进站低压管段，进出炉压差不会提升很大，所以只能采取拆掉保温层，用热水或蒸汽直接加热。如果没有蒸汽可用喷灯直接加热，但要注意炉管升压情况，炉管压力升高到设计工作压力应停止加热。炉管通油后要采取措施，除净管外壁焦灰，刷涂保温层，防止炉管腐蚀。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①输油管道超压输送、倒错流程、自然灾害、不平衡操作引起水击或管道本身质量不好，都是引起爆管的原因。②爆管事故发生后，其上站的出站压力下降，电动机电流上升，下站的收油量减少。    评分标准：答对①、②各占50%。

①管线超压运行；②不平稳的操作造成水击；③管线腐蚀穿孔；④倒错流程憋压； ⑤死油管段受热膨胀；⑥低凹段管线积水冻裂；⑦自然灾害（如地震）。    评分标准：答对①～⑤各占14%，答对⑥、⑦各占15%。

①发生站内管道破裂跑油事故时，处理主要是根据爆裂点位置而定。②如在低压系统，停泵倒压力越站流程抢修；③如在高压系统，先停加热炉、停泵，再倒全越站流程。④破裂点靠近加热炉的，要停炉；⑤破裂点靠近油罐区的，抢修动火时，应停止油罐收发作业。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①发生炉管轻微烧穿时，在允许的情况下进行正常停炉，然后采取相应措施进行处理。②炉管严重烧穿时，进行紧急停炉，关闭燃料油总阀及事故炉烟道挡板和所有风门。打开冷热油掺和阀，关闭事故炉进出口阀门并同时打开紧急放空阀进行放空、扫线。然后利用各种灭火装置和器材进行灭火。    评分标准：答对①占40%，答对②占60%。

造成加热炉炉管烧穿的主要原因有：①输量过低引起偏流或停流。②火焰舔炉管或燃油喷在炉管上燃烧。③炉管材质较差。④炉管长期受高温氧化、低温腐蚀或气流冲刷影响。⑤花格墙修砌不合理，使炉管长期局部过热。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①固定顶油罐着火罐顶没有破坏时输出油品，油罐最容易爆炸，这是因为：②油料输出时油位下降，罐中气体空间增大，大量空气补充进入罐内，当达到爆炸极限时，油罐就会爆炸。③油品输出时，油罐内形成负压，在罐外燃烧的火焰会轻易地被吸人罐内，使罐内油蒸气爆炸。④对于浮顶罐和固定顶油罐，当罐顶已经破坏时，输出油品，一般不会引发爆炸。    评分标准：答对①～④各占25%。

①立即报告，停止着火油罐的一切作业。②立即投用各种消防设施，使泡沫覆盖油面，同时用水冷却罐壁。③中间输油站油罐着火时，改压力越站流程。④首站油罐着火，若火势一时不能扑灭，对浮顶罐或顶盖已损坏的罐，应倒出罐内存油，倒油时油温控制在90C以内。⑤对与之相邻罐，可根据情况采用倒罐、冷却罐壁、筑挡火堤、各孔口用泡沫或防火物品堵塞等措施。⑥采取一切手段，防止着火油流蔓延。    评分标准：答对①占20%，答对②～⑥各占16%。

下列情况可造成油罐冒顶事故：①未及时倒罐。②中间站停泵未及时倒通压力越站流程。③未及时掌握来油量变化。④油罐加热温度过高，使罐底积水“突沸”。 ⑤液位计失灵。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

发生油罐冒顶事故应做如下处理：①停止油罐进油，立即倒罐。②要求上站降量，本站提量，加快外输。③如本站不能提量或倒罐，倒压力越站或密闭流程。④停止对该罐加热，降低温度。⑤检修液位计，加强人工检尺。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①油罐机械密封的优点是金属滑板不易磨损。②它的缺点是在密封构件的下面存在着一定的油气体空间，密封构件也不可能完全紧贴罐壁。③同时机械密封的加工和安装工作量大，在使用过程中又容易发生密封材料腐蚀和失灵。④尤其是大容积浮顶油罐直径公差绝对值大和其基础不均匀沉陷造成的油罐变形也大，致使机械密封更容易出现密封不严或与罐壁卡住等现象。⑤因此，机械密封正逐步被其他性能更好的密封装置所取代。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①从安全、节能和环保方面考虑，20世纪80年代初美国环境保护协会对浮顶储罐的油气挥发做了严格限制，要求所有的浮顶储罐均应采用“双重密封”或在原有密封的基础上增加一个“二次密封”。②通过实验数据可以得到，采用“双重密封”后可以减少50%—98%的油气损耗，③为此增加的投资可以在很短的时间内收回，并且在安全性、减少环境污染等方面有很大的改善。④目前在美国已经没有单层密封的浮顶储罐。⑤欧洲各国也采取相同的措施，在近期内所有的浮顶储罐也将达到“双重密封”的要求。    评分标准：答对①～⑤各占50%。

①弹性材料密封和管式密封比机械密封具有显著的优点。②这两类密封装置可用于较大的间隙，适用于大型油罐，其密封性能好，比机械密封可降低油料损耗60%，③而且结构简单，使用方便，对原油罐还有一定的刮蜡作用。④但是目前正在使用的泡沫塑料和耐油橡胶，经一段时间后将会因老化而造成弹性下降。⑤因此，如何提高密封产品质量，延长使用寿命，是生产部门进一步研究和改进的一个重要课题。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①在油罐收油或发油时，罐内气体必须经过机械呼吸阀被呼出罐外或从罐外吸入空气（油罐的大呼吸）。②当油静止储存在罐内时，因气温和大气压力的变化，使油品蒸发或冷凝，导致罐内气体空间压力达到呼吸阀所控制的数值时，呼吸阀就要动作，同样也会有气体的呼出或吸入（油罐的小呼吸）。③机械呼吸阀的作用就是靠本身阀盘的重量，控制油罐的呼气压力或吸气真空度，保持罐内一定压力，减少蒸发损耗。
④其动作原理是，当罐内油气压力高于油罐设计允许压力时，压力阀盘被顶开，混合气体从罐内呼出，使罐内压力不再升高；⑤反之，当罐内气体压力低于油罐设计允许压力时（即达到一定的真空度），则外面大气顶开真空阀盘，向罐内补充空气，使真空度不再升高，以免油罐被抽瘪。
评分标准：答对①～⑤各占20%。

①按照机械呼吸阀压力控制方法分为重力式和②弹簧式、③全天候式和④浸油式， ⑤按照阀座的相互位置又分为分列式和重叠式。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①大多数阻火器是由能够通过气体的许多细小均匀或不均匀的通道和孔隙的基体组成，这些通道和孔隙应尽量小。②这样，火焰进入阻火器内就被分成许多细小的火焰流，全部火焰就被熄灭。③熄灭火焰的机理有传热作用、④器壁效应和⑤降低火焰传播速度防止爆燃三种解释。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①阻火器的通气量应满足《石油储罐阻火器》(GB 5908-2005)规定的要求。装设在机械呼吸阀和液压呼吸阀下面的阻火器的总气体通道应与呼吸阀接合管截面积相当。选择阻火器时，应以油罐气体空间压力和通气量进行选取。②阻火器的壳体、耐压能力、阻爆性能及耐烧性能应符合《石油气体管道阻火器阻火性能和试验方法》 (GB 13347-1992)的规定。③对阻火器应定期进行维护保养，清除阻火层内的灰尘和泥污，防止堵塞而造成油罐胀破或吸瘪。尤其是在风沙较大的地区，刮风季节应增加阻火器的检查次数。④在冬季，阻火器最易冻结，每次收发作业时，应注意检查阻火器情况和油罐压力变化情况，防止事故发生。    评分标准：答对①～④各占25%。

根据其功能，阻火器分为①防爆型、②耐烧型和③防爆震型三种。④设于油罐顶部，与机械呼吸阀串联安装的阻火器通常为防爆型，⑤用来阻止爆炸起火的火焰“回火”引燃罐内混合气。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①液体的温度越高，蒸发速度越大。②液体的自由表面越大，蒸发速度越大。③气相中液体蒸气浓度越高，蒸发速度越低。④液面上混合气的压力越高，蒸发速度越小。⑤一般的说，液体的相对密度越小，其内聚力越低，蒸发速度越大。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①在气、液两相的共存体系中，由于各个分子运动速度的差异，靠近液体表面的一部分具有较高运动速度的分子，其动能远远超过液体分子的平均平动动能，因而有可能克服其他液体分子对它的引力，穿过相界面，由液相进入气相。②逸出的液体分子进入气相后，继续做无规则的热运动，互相发生碰撞，凝结成大的分子团。当分子作用力无法支持分子团的重力时，跌落回液面。③开始气体空间液体分子数很少，发生碰撞的概率少，在同一时间内，从液相逸人气相的分子数大于从气相返回液相的分子数时，宏观上则表现为液体的蒸发，④当容器中蒸气分子的数量逐渐增多，蒸气分子对器壁的碰撞次数也增多，液面上的压力也增大，返回液面的蒸气分子数目也增加。⑤当逸出的液体分子数等于返回液面的分子数时二者处于动态平衡，则宏观上既没    有液体的蒸发，也没有蒸气的凝结，这种状态称为平衡状态，或称饱和状态。⑥如果容器是敞口的，蒸发现象将延续到液体全部蒸发殆尽为止。    评分标准：答对①～⑤各占18%，答对⑥占10%。

①未进行收发油作业时，油面处于静止状态，油品蒸气充满油罐气体空间。②日出之后，随着大气温度升高和太阳辐射强度增加，罐内气体空间和油面温度上升，气体空间的混合气体积膨胀而且油品加剧蒸发，从而使混合气体的压力增大。③当罐内压力增大到呼吸阀的控制压力时，呼吸阀的压力阀盘打开，油蒸气随着混合气呼出罐外。④午后，随着大气温度降低和太阳辐射强度减弱，罐内气体空间和油面温度下降，气体空间的混合气体积收缩，甚至伴有部分油气冷凝，因此气体空间压力降低。⑤当罐内压力低至呼吸阀的控制真空度时，呼吸阀的真空阀盘打开，吸入空气。⑥此时虽然没有油气逸人大气，但由于吸入的空气冲淡了气体空间的油气浓度，促使油品加速蒸发而使气体空间的油气浓度迅速回升。新蒸发出来的油气又将随着次日的呼出逸人大气。⑦这种在油罐静止储油时由于罐内气体空间温度和油气浓度的昼夜变化而引起的损耗称为油罐的静止储存损耗，又称油罐的“小呼吸”损耗。    评分标准：答对①～⑥各占15%，答对⑦占10%。

①温差大，“小呼吸”蒸发损失就大；②温差小，蒸发损失就小；③空容量大，“小呼吸”蒸发损失就大；④空容量小，“小呼吸”蒸发损失就小。    评分标准：答对①～④各占25%。

①油罐收油时，随着油面上升，气体空间的混合气受到压缩，压力不断升高。②当罐内混合气的压力升到呼吸阀的控制压力时，压力阀盘打开，呼吸阀自动开启排气，呼出混合气体。③油罐发油时，随着油面下降，气体空间压力降低。④当气体空间压力降至呼吸阀的控制真空度时，真空阀盘打开，吸入空气。⑤吸人的空气冲淡了罐内混合气的浓度，加速油品的蒸发，因而发油结束后，罐内气体空间压力迅速上升，直至打开压力阀盘，呼出混合气。⑥这种在油品收发作业中由于液面高度变化而造成的油品损耗称为“大呼吸”损耗。    评分标准：答对①，⑤各占16%，答对⑥占20%。

①在油品装车（船）过程中，油品温度基本上没有变化，近似等于当地大气的日平均温度。②由于油品的附加蒸发，装油过程中从车（船）排出的气体其油气浓度是逐渐增加的，初始油气浓度取决于卸油后车（船）的处理状况，终了油气浓度一般等于油温下的饱和浓度。但是，排出油气浓度的变化规律以及排出气体的平均油气浓度将随着操作条件而变化，而且排出气体的平均油气浓度一般都低于油温下的饱和浓度。③由于油品的附加蒸发，装油时从车（船）排出的混合气体积肯定大于车（船）的装油体积，其差额取决于排出气体的平均油气浓度与灌装前车（船）内原有油气浓度之差。    评分标准：答对①、③各占25%，答对②占50%。

①对油罐区的管线必须有流程图，阀门要有编号。油罐操作人员必须熟悉管线流程和各阀门的用途及油品性质，明确罐区安全防火注意事项。②检查油罐和加热器的进出口阀门是否完好，排污阀、脱水阀是否关闭，各孔门及管线连接处是否紧固不漏。③检查各种呼吸阀和透气阀是否灵活好用，液压呼吸安全阀的油位是否在规定高度。④检查浮顶油罐的导向装置是否牢固，密封装置是否严密完好，浮梯是否在轨道上，检查孔是否完好不渗漏。⑤油位高于加热盘管的凝油罐进油前，必须采取措施使原油熔化方可进油。⑥油罐20m内或防火墙内应无杂草、油污、杂物等。    评分标准：答对①～⑤各占18%，答对⑥占10%。

①油罐必须在安全高度范围内使用：②拱顶油罐的安全高度为泡沫发生器进罐口最低位置以下30Cm。③浮顶油罐的安全高度为浮船导向装置轨道上限以下30Cm。    评分标准：答对①占20%，答对②、③各占40%。

运行人员要全神贯注，从各种设备的运转声中判断其是否正常运行。如声响一直均匀，表示着加热炉运行正常，否则就要密切注意，勤加检查，找出毛病所在。炉子声变有四种：①响声一直均匀：加热炉的正常运行响声。②声音骤停：加热炉突然熄火。原因有停电、停风，蒸汽雾化中断、火嘴停气或燃油突然中断。③声音时高时低：燃油进油量变化或燃油压力变化及雾化剂压力变化不稳所引起。④均匀的声音中间断出现爆喷声：炉子排烟不好，出现正压。    评分标准：答对①～④各占25 %。

运行人员必须经常观察燃烧情况，可以通过观察火焰颜色和烟囱冒出的烟色作为参考。①烟囱冒白烟，一般表明蒸汽（风）量过大，油量过小，②若火焰呈黑红色，烟囱冒黑烟，一般表明油量大，蒸汽（风）量小或雾化不良使燃烧不完全。③针对上述情况均需调整油汽（风）比。④如果过剩空气系数很大，烟囱冒黑烟，且无法调整好，那就是炉子结构上的问题。⑤若炉膛明亮、清晰，无黑暗条纹、无火花，火焰呈金黄色，火墙颜色一致，火焰不扑烧炉管，烟囱冒淡青烟，则表明雾化良好，燃烧完全，但也可能是空气过多。⑥烧燃料气时，火焰呈蓝白色。这时炉膛温度稳定。    评分标准：答对⑥占10%，答对①～⑤各占18%。

①炉子烟囱看不见冒烟即为正常；②冒烟间断小股黑烟时系属雾化剂量不足，雾化不好，燃烧不完全，③或个别火嘴油气比例不当，或加热炉的负荷过大；④冒大量黑烟，一般是燃料用量突然增加，或仪表失灵，⑤或雾化剂压力突然下降，或炉管破裂；⑥冒黑灰大烟，一般是气体燃料突然增加并带油；⑦冒白烟则是过热蒸汽管破裂，或过热蒸汽放空由烟囱排出；⑧冒黄烟时，系属操作忙乱，调节不当，造成时而熄火，燃烧不完全。    评分标准：答对①占30%，答对②～⑧各占10%。

①检查燃油压力，调节燃油系统；②调节风量或蒸汽量，检查风机。③如发现火嘴间燃烧不均匀时，要调节火嘴的开度，检查燃烧不正常的火嘴是否堵塞、偏斜、磨损等。④如果火焰左右摆动，要检查是否缺氧或进汽（风）偏向一侧。针对此种情况应调节进汽（风）的入口开度。⑤如火焰呈喘动状态，要检查喷油孑L是否堵塞，燃料油供油量过小使油温过高，从而造成气阻，汽（风）量是否不足。⑥如发现火焰过长时， 应调整一、二次风的比例。    评分标准：答对①、②各占10%，答对③～⑥各占20%。

①在进油量、进油温度、燃料用量和性质一定的情况下，出现炉出口温度上下波动的现象，一般是燃烧方面的问题。②在这种情况下，可以对雾化剂、风门、烟道、挡板、火嘴之类做一番检查，找出问题后调节，使燃烧正常。③如果火嘴处结焦必须清除；④如果蒸汽带水或压力波动，必须切水或及时处理，使蒸汽压力稳定在一定的范围内。⑤如果空气预热系统有故障，要及时排除或改为自然通风。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①炉出口温度偏高一般是进油量减少，②或进油温度升高，③燃料用量增加的缘故。④空气预热温度的升高也会引起炉出口温度升高。⑤调节的方法一般是减少燃料的用量，降低炉膛温度。⑥根据情况也可增加流量，使出炉温度下降。    评分标准：答对①～④各占15%，答对⑤、⑥各占20%。

①炉出口温度偏低一般是进油量增加②或进油温度降低，③或燃料用量减少的缘故。④空气预热温度的降低也会使炉出口温度偏低。⑤调节的方法一般是开大燃油阀，增大燃油用量，使炉膛温度升高。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①关小烟道挡板；②提高燃油供量。    评分标准：答对①、②各占50%。

①开大烟道挡板；②减少燃油供量；③吹灰并进行炉体堵漏。    评分标准：答对①、②各占40%，答对③占20%。

①关小燃料油阀，开大风门；②提高燃料油温度，清焦。    评分标准：答对①、②各占50%。

①导热油长期在高温下使用，即使没有氧气存在，也会因超温等原因而劣化，因此具有良好的热稳定性是其基本要求。②导热油的热稳定性是由其化学组成而决定的，就热稳定性而言，芳香烃优于环烷烃，环烷烃优于烷烃。③芳香烃是石油中最稳定的烃类，芳香烃的热稳定性很高，在单独进行加热反应时，不仅裂解反应速度慢，而且生焦速度也低。④低分子芳香烃的热性能极为稳定，如苯和甲苯在常压下高于550CC才开始发生裂解和缩合反应。⑤多环芳香烃如萘、蒽与苯相似，它们都是对热非常稳定的物质，在高温下生成以氢气为主的气体、高分子缩合物和焦炭。⑥烷基芳香烃在热反应中，其芳香环对热是稳定的，发生反应的主要是烷基链。⑦烯烃在导热油中本不存在，但可在导热油长期受热情况下产生。烯烃极不稳定，易生成胶质和沥青质，是引起导热油变质的主要原因。    评分标准：答对①～⑥各占15%，答对⑦占10%。

①输油站导热油膨胀罐的油液面用氮气覆盖，导热油受氧化的作用较轻。②但有些输油站，导热油经常混入水分，不得不进行脱水。在膨胀罐液面上，约130~140C的导热油直接和空气接触，此时导热油的抗氧性不可忽视。③虽然芳香烃的热稳定性远高于环烷烃和烷烃，但是芳香烃型导热油中一般不加添加剂，而环烷烃型和烷烃型导热油中加有各种类型的抗氧剂和防焦剂。④因此就抗氧性而言，环烷烃型和烷烃型导热油可能优于芳香烃型导热油。⑤对膨胀罐氮封较好的输油站，在同等价格条件下选择芳香烃型导热油较好。⑥而对于有些氮封系统不严密或经常进行脱水操作且导热油出炉温度不太高的输油站，选用加有抗氧剂的环烷烃型和烷烃型导热油是可取的。⑦但是在高温下抗氧剂的效能下降，且随使用时间延长，抗氧剂会缓慢发生分解。当抗氧剂分解达50%时，应考虑换油。    评分标准：答对①～⑥各占15%，答对⑦占10%。

①导热油长年在高温下工作，不可避免要发生老化变质，但如使用得当，可大大降低其变质速度。导致导热油变质大致有4方面的原因：②超温裂化；③高温氧化；④污染；⑤正常老化。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①导热油产品说明书中一般给出三种温度：最高使用温度、最高油膜温度和凝点。②最高使用温度是指在加热器出口处测得的导热油主流体最高允许温度；③最高油膜温度是指流经加热器的导热油与加热器内管壁相接触的边界层的最高允许温度。④如实际使用导热油的温度超过最高使用温度和最高油膜温度，导热油将发生大量裂解。⑤输油站仪表测出的是主流体温度，油膜温度可根据主流体温度计算。⑥油膜温度随加热炉热流速率的增大而升高，随管内导热油流速的增大而降低。⑦输油站使用的加热炉和管内导热油流速在1.5—2. 5m/s范围内，将测得的主流体温度加上20—40C作为油膜温度的估计值是安全的。⑧导热油的凝点应低于输油站当地  最冷月平均气温，否则就应对导热油管道伴热。    评分标准：答对①～⑦各占12%，答对⑧占16%。

①导热油本身纯度和洁净度不高；②加热系统不清洁（如有铁锈、焊渣、沙石、灰土等）；③导热油系统经长时间运行正常老化产生的胶质、沥青质、微量有机酸、水分等；④天然催化剂存在于热油系统，如铁的氧化物、有色金属，电解铜、铝、锡、铅等； ⑤包装运输和储存过程中的污染，如用装过旧油的桶装新油，使雨水和杂质漏人，和其他油品掺混等；⑥导热油系统泄漏，混入其他物质，如原油、水分等。    评分标准：答对①占10%，答对②~⑥各占18%。

①导热油中的杂质不仅会在工艺设备上形成沉淀、生焦，堵塞管线，②更重要的是杂质会在导热油中形成活化中心，产生自由基，增大酸值，加速导热油的劣化。③由于活化基的存在，导热油中烃类在不高的温度下，甚至在常温下也会氧化。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①加强导热油在储存、运输过程中的管理，防止污染，在包装桶上应有明显标志，防止混油。②热媒炉系统投入生产之前要清洗干净，尤其是中途换油前必须洗炉。某泵站由于换油前未洗炉，炉内残余废油混入新油中产生了催化作用，致使换入的新油使用半年后就已变质。③安装导热油过滤器。    评分标准：答对①、③各占30%，答对②占40%。

①运行炉降温运行，热媒系统切换流程时热媒温度应在120C以下，之后正常停炉。②开待启炉热媒进口阀。切换热媒系统流程开关阀门时要缓开缓关。③开热媒系统循环泵出口处的连通阀和三通调节阀入口处的连通阀。④关闭停运炉热媒进口阀。⑤待启炉正常点炉。  评分标准：答对①～⑤各占20%。

①倒通待用换热器的原油流程。②开待用换热器的热媒进出口阀。③开热媒系统三通调节阀入口处的连通阀。④关停运换热器的热媒进出口阀。⑤切断停运换热器的原油流程。⑥切换热媒系统流程时，热媒的温度应在120C以下。切换流程时阀门要缓开缓关。    评分标准：答对①～⑤各占18%，答对⑥占10%。

①管严重变形、鼓包、变色、结焦、烧穿。②油换热器中原油突然中断或换热器内漏。③燃油罐或燃油管线出现故障。④炉体、热媒罐受到严重损坏。⑤发生二次燃烧。⑥需紧急检修热媒炉装置。    评分标准：答对①～⑤各占18%，答对⑥占10%。

①检查报警显示信号。②根据报警显示信号查找故障点。③故障点找到后，会同有关人员处理。④故障排除后按正常点炉程序启动。⑤如故障短时间消除不了，应启用备用炉。启动备用炉时应按操作程序进行。    评分标准：答对①～⑤各占20%

①打开热媒流程的所有截止阀，启动热媒循环泵，保持热媒系统循环畅通。②点火前应启动助燃鼓风机，在风门调节挡板全开位置下进行180s前吹扫，用新鲜空气置换炉内可能留有的可燃气体或可燃物。③启动燃料油泵和燃料油电加热器，使燃油温度维持在适当的数值范围，燃料油的加热应在热媒炉点火前热媒炉外循环时进行。④用电火花点燃液化气实现热媒炉的点火，这时助燃鼓风机应只能鼓入小风量，以免吹灭引燃火焰，风门调节挡板处于小火位置（10%左右开度）。⑤一旦液化气点火成功后，雾化风电磁阀自动打开，建立起正常的雾化风风压，随即自动开启火嘴前的燃料油电磁阀（同时关闭燃料油旁路电磁阀）。由调节挡板开度控制燃料油流量和助燃风流量。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①原油换热器系统—_②热媒炉及炉子燃烧状况—。③空气预热器、热媒／烟气换热器系统-④燃油系统——⑤助燃风系统—_⑥热媒罐及热媒泵系统—_+⑦冷却水系统—_⑧燃油罐系统—迤）室内仪表系统。    评分标准：答对①占20%，答对②～⑨各占80%。

①原油换热器的原油进出口压力值符合工艺要求，压降小于0.02MPA，原油出换热器的温度小于70℃。②检查热媒进入换热器的阀门开度及各阀门是否有渗漏现象，有渗漏及时处理，检查三通分流阀执行器的开关状态、位置是否与仪表一致。③检查原油系统阀门是否渗漏，有渗漏应及时处理。④检查各管线、法兰等连接处应无渗漏，有渗漏应及时处理。⑤各支承件、膨胀节等应无异常变形、位移和断裂等现象。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①观察热媒进炉压力、出炉压力、进出炉压力差是否合乎设计规定值范围及进出炉温度值（现场读数）。用手背触摸炉体外壁温度应不大于70C。观察炉体应无漏烟漏火星现象，炉体上的各紧固件应无松动。②通过看火镜观察火焰在炉内的燃烧情况，火焰应呈淡黄色，火焰长度不得超过炉膛的2/3，火焰不得偏斜而接触炉管，否则应及时调整火嘴位置及倾斜度。发现火嘴和其他部位结焦，应找出原因并及时处理。③通过炉尾部的看火镜观察炉管应无变形、鼓包、变色过热等异常现象。炉内隔热保温材料应无脱落及其他异常情况，发现问题及时上报，停炉处理。④观察烟囱应有不明显的烟气冒出。    评分标准：答对①～④各占25%。

①热媒罐前的液位计液位指示应在1/3～2/3处，检查热媒颜色是否有变色现象（正常颜色为黄色透明液体），如有变色，可能是热媒变质或原油换热器渗漏，原油渗到热媒中造成的。遇到这种情况应马上停炉，对热媒进行化验，找出变色的原因，并及时处理。②检查膨胀罐下的各阀门、法兰、过滤器、管线等连接处是否有渗漏现象。③用螺丝刀听热媒泵及电动机运行是否有异常响声，用手摸电动机机体，温度应不大于70C，观察泵的轴封渗漏应不超过40滴/mm。④检查系统中各支承件、膨胀节及管线应无变形、断裂等异常现象。    评分标准：答对①～④各占25%。

①根据设备的工作条件，按照规定的周期系统地检查和维修。日常操作中按工艺规定指标运行，并注意以下几点：②除点火时和特殊情况下不允许在小火状态下运行；③热媒系统中如有水分时，应立即进行干燥、脱水；④热媒不足时应及时补充同型号的热媒；⑤每24h应吹扫炉膛一次；⑥对辅助设备按时进行例行保养，不得带故障运行。为了保证工艺安全，还应注意：⑦原油出换热器的温度不得超过70qC，⑧热水出换热器的温度不得超过95℃。    评分标准：答对①～⑥各占10%，答对⑦、⑧各占20%。

①热媒炉正常停炉。②关闭火嘴燃油手动阀。③卸掉火嘴。④拆卸火嘴体。拧下喷头，取下旋流锥体清理旋流槽；拧下分配器清理流道；拆装火嘴本体时不得用力过猛，防止损坏部件。⑤组装火嘴体。拧进分配器，装好旋流锥体；拧上喷头。⑥将组装好的火嘴装回原位。连接雾化风和燃油管线时注意密封良好，保证不漏。⑦打开燃油手动阀。⑧进行正常点炉操作。    评分标准：答对①～③、⑥～⑧各占10%，答对④、⑤各占20%。

①调节燃油压力使之稳定；②燃油温度控制在规定范围（燃油温度应控制在70—90C之内）；③燃油罐排水；④调节雾化风压力使之稳定；⑤检查助燃风系统工作应正常；⑥检查控制仪表应工作正常；⑦检查火嘴是否堵塞。应查明引起燃烧不稳定的原因，再进行调节操作。    评分标准：答对②占20%，答对①、③～⑦各占16%。

①降低热媒炉的负荷，严格控制热媒炉热媒出炉温度的上限，汽化严重时应立即停炉；②采用干燥脱水流程，严格防止空气、水分进入热媒系统中；③条件允许的情况下加大原油流量。    评分标准：答对①、②各占30%，答对③占40%。

①停运热媒炉。②停运热媒泵。③关闭热媒炉进（出）口阀门。为减少热媒损失， 应就近关闭阀门。④如在炉内破裂并已着火，应用氮气灭火系统进行灭火。⑤向有关人员汇报组织抢修。⑥如有备用系统，应及时按规程启运备用系统。由于热媒温度较高，操作时应防止烫伤。    评分标准：答对①、②各占10%，答对③～⑥各占20%。

①按正常停炉程序停运热媒炉。②开原油／热媒换热器的热媒回流阀。③关闭原油／热媒换热器的热媒进出口阀。④监视热媒泵的运行情况，温度降至120C以下时停运。⑤密切注意换热器内原油温度的变化，防止汽化。    评分标准：答对①～⑤各占20%。

①关闭燃油进火嘴前的手动阀。②当热媒炉供电系统发生停电后，应马上将所有控制柜（主控柜及就地柜）上的开关置于停炉位置。③注意观察热煤炉的各部情况，并上报调度。④必须查明停电原因，并做了相应处理后，才可按程序重新启动。    评分标准：答对①～④各占25 %。

原因：①烟气温度设置值过低；②热负荷过大；③烟道、烟囱及热媒／烟气预热器有堵塞现象；④火焰燃烧不完全，有两次燃烧现象；⑤热电偶失灵。处理方法：⑥调整烟气温度的设置值，排烟温度过高的报警极限值应为500C；⑦检查热媒炉是否超负荷运行，降低热负荷；⑧检修烟道、烟囱及热媒／烟气预热器；⑨检查热媒炉内是否有二次燃烧，调好风油比例，使烟气中含氧量在3%～6%之间；⑩检查测温仪表是否准确，检修或更换热电偶。    评分标准：答对①～⑩各占10%。

原因：①热媒膨胀罐的液位过低；②热媒泵进出口阀开度过小；③热媒泵前过滤器堵塞；④热煤系统有泄漏现象；⑤所带换热器过多，阻力大；⑥热媒泵突然发生故障；⑦差压变送器失灵。处理方法：⑧查明造成膨胀罐液位过低原因，并进行处理；⑨开足热媒泵的进出口阀；④洗清过滤器；⑩处理泄漏；⑩减少所带换热器的台数； ⑩启用备用泵，停掉故障泵进行检修；⑩检修差压变送器。    评分标准：答对①～⑦各占7%，答对⑧占9%，答对⑨～⑩各占7%。

热媒炉炉膛烟气压力突然升高，烟气从各孔缝中喷出，严重时可将热媒预热器顶盖顶开或风机入口喷出，这种现象称为热媒炉“打呛”。原因：①火嘴长时间雾化不好，燃烧不完全；②火嘴灭火后，燃油电磁阀关闭不严，造成继续往炉内喷油；③炉膛内残存有可燃气体或积油，点火前未吹扫清理干净；④火焰时着时灭，燃烧不稳定。处理方法：⑤紧急停炉，全面进行检查，清洗或更换火嘴雾化片，检修电磁阀；⑥清除炉膛内积存的可燃物，对炉膛进行长时间的大风吹扫，排除可燃气体。    评分标准：答对①～④各占15%，答对⑤、⑥各占20%。

①泵的效率低；②油品的温度升高来源于对油品的绝热压缩，液体受压后，温度升高；③油品通过泵站的内部管道时，其能量损失（包括节流损失）提高油温；④能量通过泵站之间的压头损失转换为热能，从而提高了油品的温度。    评分标准：答对①～④各占25%。

①增加蒸发损耗和安全隐患，较高温度的油进入油罐，释放出大量气体，从排气管冲出在罐顶上沸腾，危及安全；②轻油挥发后降低油品质量；③增加管道热应力；④容易产生汽蚀；⑤产生计量误差；⑥增加输量。    评分标准：答对①占10%，答对②～⑥各占18%。