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有循环压缩机的朋友说说干气密封的问题？ 加氢循环压缩机干气密封平衡气差压最近一直很低只有50千帕放火炬流量都正常，这是啥原因呢？？？查看更多 1个回答 . 2人已关注

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大家谈谈女人在化工仪表会有发展吗？ 我师妹做DCS管理维护查看更多 28个回答 . 2人已关注

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乙基叔丁基醚(ETBE)发展前景？一、概念及名词解释 1 、 ETBE ( E thyl T ertiary B utyl E ther) 乙基叔丁基醚乙基叔丁基醚（ ETBE ）是一种性能优良的高辛烷值汽油调和组分。 ETBE 与乙醇及 MTBE 都是高辛烷汽油改良剂，也叫 “ 生物汽油添加剂 ” 。汽油中 ETBE 的最大添加量为 17Vol% 。 ETBE 不但能提高汽油辛烷值的效果，而且还可以作为共溶剂使用。 ETBE 的沸点较高，与烃类物质相混不生成共沸化合物。这样既可以减少发动机内的气阻，又可降低蒸发损耗。 ETBE 同时还能被好氧性微生物分解。因此 ETBE 不仅能使汽油的辛烷值得以提高，而且可使汽油的经济性及安全性都得到改善，所以说它是具有很大的市场潜力的一种优良添加剂。 ETBE 的合成原料：乙醇（ EtOH ） 47 ％与异丁烯（ IB ） 53 ％。即 : BIO Ethanol(EtOH) with Water(H2O)(92 ～ 95vol%) ＋ IB(Isobutene) 2 、生物 ETBE 混合物（日本株式会社 IBF 提供，详见 “ 附件 1 ” ）在了解了一般意义上的 ETBE 的基础上，这里介绍的 ETBE 是由日本株式会社 IBF 提供的，在这里我们称它为生物 ETBE 混合物。它是用含水生物乙醇（ 92 ～ 95 vol ％）和异丁烯（ C4H8 ）通过一系列工艺得到的 “ ETBE 、 TBA （丙烯酸丁基乙醇）、 EtOH （乙醇）的混合物 ” ，是一种清洁的高辛烷汽油改良剂。日本株式会社 IBF 经过 13 年的科技攻关，克服了乙醇汽油的未来课题，研发出比当今世界欧洲和美国已在生产的 ETBE 制造厂家所提供的 ETBE 更具竞争力的 “ 生物 ETBE 混合物制造技术 ” ，该产品的生产技术已由日本株式会社 IBF 在日本和韩国等地申请了技术专利（专利申请号： 2004-327533 ）并已着手在我国申请技术专利。生物 ETBE 混合物以制造生物乙醇时的植物残渣和废弃发酵物以及蒸馏液的甲烷为原料，经过低温低压工艺的加工而生成。 3 、 ETBE II （日本株式会社 IBF 提供，详见 “ 附件 1 ” ）在拥有了先进的 “ 生物 ETBE 混合物制造技术 ” 之后，日本株式会社 IBF 正在开发以 100 ％生物原料制成的生物 ETBEII 实验工厂，能实现高效产值，并寻求有效应对温室效应的对策。包括汽油在内，驱动汽车的燃料目前是从地下资源获得。 ETBEII 完全以生物作为原料制造 ETBE 混合物，在资源循环使用及应对温室效应等方面很优秀。（将异丁烯从石油化学燃料转换为从生物提取）。二、背景资料 1 、 “ 高辛烷值汽油 ” 及其发展趋势汽油在汽车发动机的汽缸内燃烧时由于汽缸内氧气不足，燃烧不完全，机器强烈震动，从而使输出功率下降，机件受损，这就是汽油的抗爆性。反映汽油抗爆性的数字指标叫辛烷值，就是人们通常说的汽油的标号，如“ 90 ＃ ” 、 “93 ＃ ” 汽油，指的就是这些汽油的抗爆性，指数越高，抗爆性越好。使用高辛烷值汽油就成为保护汽车发动机、提高汽车驾驶性能的重要手段。改善汽油抗爆性的办法就是在汽油中添加其他化学制剂。过去普遍加入四基乙铅，结果生成的是含铅汽油，由于铅对人体的危害，四基乙铅从 1997 年在世界上被禁止使用。目前常用的高辛烷值汽油有 92 、 93 、 95 、 97 、 98 号无铅汽油，醚类化合物包括甲基叔丁基醚（ MTBE ）、乙基叔丁基醚（ ETBE ）、甲基叔戊基醚（ TAME ）等，是生产无铅、含氧、高辛烷值汽油的优良调和组分。随着时代的发展，环保问题越来越为人们所重视。为减少汽车尾气对大气的污染，世界各国不断制定越来越严格的汽油标准。过去十年来，甲基第三丁基醚 (MTBE) 一直作为美国新配方汽油（ RFG ）及许多国家和地区（包括台湾）汽油的主要添加剂，用以提高汽油辛烷值及降低汽车排放污染。然而近年来，美国境内数州（尤其是加州）发生油槽渗漏、 MTBE 污染地下水事件，引起各方关切及恐慌。近年来科学研究发现了 MTBE 的缺点：它不易分解，对地下水有一定污染；它有少量气味，使驾驶者不舒服，可引起恶心、眼睛疼、出现疱疹等反应。美国最近已通过一项“清洁燃料法案”，将从 2004 年起 4 年内禁用 MTBE 。一旦禁用 MTBE 后，将衍生包括汽油中辛烷值将以何种化合物取代、相关生产设备去处及原料 ─ 异丁烯的用途何在等问题。在现有 MTBE 的替代品中，以乙醇（酒精）呼声最高，但在美国却面临境内供应量不足且价格较高等问题，目前政府虽有税赋优惠补助，但是否持久令人质疑，且乙醇之雷氏蒸汽压相当高（ 18psia ） ( 因此之故，低 Rvp 之掺配原料－异辛烯较为理想 ) ，加上具易吸收灰尘及水溶性杂质之特性，不宜利用管线输送，其掺配作业通常在油库进行。至于异丁烯去处目前正在积极发展中，其一为将异丁烯以双聚合成为异辛烯，再氢化成一种高辛烷值的汽油掺配油－异辛烷，其二为与乙醇化合成乙基第三丁基醚 (ETBE) ； ETBE 虽与 MTBE 属同一类，但其辛烷值较高（ 111 [(R+M)/2] ）、雷氏蒸汽压较低（ 4psia ），且水溶性较 MTBE 小，因此较乙醇更适合作为汽油的含氧添加剂，此外， ETBE 与异辛烷之蒸馏范围较窄，可改进可驾驶指针 (Drivability Index ； DI) 及掺配时 VOC （挥发性有机物质）之控制，目前美国财政部已同意以 ETBE 掺配汽油使用时给予乙醇部分之赋税优惠。欧洲是 MTBE 的第二大市场，欧洲议会已发布指令，目标是到 2010 年，运输燃料消费量（基于能源含量）的 5.75% （体）（基于能源含量）来自生物燃料。生物柴油将成为首要的生物燃料。欧洲绝大多数的乙醇增长可望来自乙基叔丁基醚（ ETBE ）形式，已有好几套 MTBE 装置被转换生产 ETBE ，其他的装置转换加上少量新建的 ETBE 装置可望在 2010 年前完成， ETBE 用量可望增加到 215 万～ 257 万 t/ 年。欧洲的乙醇用量（作为直接调合组分或 ETBE 进料）可望提高到 107 万～ 150 万 t/ 年。展望未来全球汽油规范日趋严格，除含氧量、含硫量两项规范外，其它包括高辛烷值、低 Rvp 、低烯烃含量及低芳香烃含量等要求均将增加汽油成本，未来或许还将增加「可驾驶指针」一项（ DI<1,200 ）；另一方面，由于 MTBE 一直存有被淘汰的疑虑，炼油厂及 MTBE 制造业者在考量原料异丁烯出路的同时，也必须思考如何充分利用现有 MTBE 制造设备，以及新建工厂时同步变化设计异辛烯、异辛烷、 MTBE 、 ETBE 等四种制程。 2 、 MTBE 、 ETBE 及燃料乙醇的比较汽油辛烷值改进剂（添加剂）是高辛烷值汽油技术的一个方面。美国法定的汽油改良剂有三种，即： a ） MTBE( 甲基叔丁基醚 ) 、 b ）乙醇（ EtOH ）和 c ） ETBE( 乙基叔丁基醚 ) 。 ETBE 与乙醇及 MTBE 都是这种汽油改良剂或叫添加剂。将它们按一定比例混入汽油不但可以改进汽油性能，且清洁环保。（无铅，无污染）。（ 1 ） MTBE （ M ethyl T ertiary B utyl E ther ） : 甲基叔丁基醚 ——加入最大量为 15Vol% MTBE 是一脂肪族醚，分子式为 C5 H12 O ，分子量为 88.14 ，比重 0.741 （ 20℃ ），粘滞度 0.27 （ 20℃ ），具乙醚味。甲基叔丁基醚 (MTBE) 是开发和应用最早的醚类辛烷值改进剂。自 1979 年美国环保局批准将 MTBE 作为无铅汽油添加剂使用以来，它在美国已广泛用于调和汽油中。 MTBE 的沸点比较低，将其调入汽油后使汽油的馏程温度降低。这一效应给生产超高辛烷值汽油的炼油厂带来了很大的经济效益。目前普遍使用的是 MTBE （甲基叔丁基醚），由于它的生产难度大，包括我国在内的许多国家都是依赖进口。近年来，科学研究发现了 MTBE 的缺点：它不易分解，对地下水有一定污染；它有少量气味，使驾驶者不舒服，可引起恶心、眼睛疼、出现疱疹等反应。美国最近已通过一项“清洁燃料法案”，将在今后４年内禁用 MTBE 。欧洲绝大多数的乙醇增长可望来自乙基叔丁基醚（ ETBE ）形式。（ 2 ）乙醇（ EtOH ）：酒精 ——加入最大量为 10Vol% 酒精学名乙醇，化学分子式 C2 H6 O （ CH3 － CH2 － OH ），分子量 46 。乙醇既是一种化工基本原料，又是一种新能源。未来乙醇作为基础产业的市场方向将主要体现在三个方面：一是车用燃料，主要是乙醇汽油和乙醇柴油。这就是我们传统所说的燃料乙醇市场。燃料乙醇按一定比例加入汽油中，不是简单做为替代油品使用，而是一种优良的油品质量改良剂，或者说是增氧剂。它还是汽油的高辛烷值调合组分。乙醇无论是增氧效果还是对环保均比 MTBE 要好。因此在中国一开始就没有走 MTBE 的路而是直接采用乙醇添加剂的生产与推广。（ 3 ） ETBE ( E thyl T ertiary B utyl E ther) ：乙基叔丁基醚 ——加入最大量为 17Vol% ，用乙醇 47 ％与异丁烯 53 ％混合制成同 MTBE 一样，把乙基叔丁基醚 (ETBE) 调入汽油中，相当于在汽油中调入了乙醇。 ETBE 不但在提高汽油辛烷值的效果方面比 MTBE 好，而且还可以作为共溶剂使用。 ETBE 的沸点较高，与烃类相混不生成共沸化合物。这样既可以减少发动机内的气阻，又可降低蒸发损失。 ETBE 能被好氧性微生物分解，但 MTBE 则不能。 ETBE 不仅使汽油的辛烷值得以提高，而且使汽油的经济性及安全性都比添加 MTBE 的汽油要好，因此它具有很大的市场潜力。比较结论： A. 与 MTBE 相比， ETBE 不仅使汽油的辛烷值得以提高，还可以作为共溶剂使用。而且使汽油的经济性及安全性都比添加 MTBE 的汽油要好。 B. ETBE 的沸点较高，与烃类相混不生成共沸化合物。这样既可以减少发动机内的气阻，又可降低蒸发损失。 C. ETBE 与异辛烷之蒸馏范围较窄，可改进可驾驶指针 (Drivability Index ； DI) 及掺配时 VOC （挥发性有机物质）之控制。 D. ETBE 辛烷值较高、雷氏蒸汽压较低，且水溶性较 MTBE 小，因此较之乙醇更适合作为汽油的含氧添加剂，因此 ETBE 具有很大的市场潜力。 3 、 ETBE 合成技术现状（详见 “ 附件 2” ）随着MTBE的逐渐被禁用，ETBE的研究越来越为人们所关注。目前，国外醚类合成技术已经十分成熟，MTBE、TAME、ETBE均有工业生产。中国国内只有MTBE实现的大规模工业生产，TAME合成技术正处于工业实施阶段，而ETBE合成技术尚处于研究阶段。ETBE一般由混合C4中的异丁烯与乙醇在酸性催化剂的作用下反应制得，该反应是放热反应，工业生产上催化剂基本都采用大孔硫酸型离子交换树脂。副反应主要是乙丁烯的二聚和水合。从反应器形式看，ETBE生产技术可分为固定床技术和催化蒸馏技术。采用固定床技术，设备简单，操作方便，但异丁烯转化率受热力学平衡限制，最高只能达到92%（高温高压下），而且反应热得不到利用。催化蒸馏技术打破了反应的热力平衡，异丁烯转化率可达99.5%以上，醚化后的C4基本不含异丁烯，可用于生产1-丁烯、丁二烯等基本化工原料，而且反应热用于产品分离，降低了能耗。因此，催化蒸馏合成ETBE技术在工业生产上更具竞争力，技术关键是催化剂在催化蒸馏塔中的装填方法。催化蒸馏技术是ETBE生产技术的发展方向，另外，乙醇回收技术是ETBE生产技术的重要组成部分，目前渗透汽化膜分离回收乙醇技术能耗低，前景较好。目前国外ETBE生产技术已经十分成熟，国际上拥有ETBE生产技术的公司主要有法国石油学会（IFP）、美国催化蒸馏技术（CDTECH）公司、阿尔科化学技术（ARCO）公司、联合油品（UOP）公司、飞利浦石油（Phillips）公司。中国国内研究ETBE生产技术的单位不多大多处于小试阶段。 [ ]查看更多 5个回答 . 1人已关注

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磷酸二氢钙产品发黄问题？ 磷酸二氢钙产品发黄是怎么回事呀？如何解决？查看更多 0个回答 . 2人已关注

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2011注化下午案例23题？ 23从某装置的 A 单元至 B 单元输送液相介质（不可压缩流体），其输送介质密度为 980kg/m3 、流量为 480m3/h ，输送管道为φ 273 × 6mm ，流体在管道中处于湍流状态，摩擦系数为 0.032 。单元间配管直管段总长度为 200m 、管段上设有 2 个全开闸阀（每个闸阀当量长度为 7 倍管道内径）、 4 个 900 弯头（每个弯头当量长度为 40 倍管道内径）、一个盘式流量计（当量长度为 400 倍管道内径）。 A 单元和 B 单元间管段的压力降（ kPa ）为下列哪个数值？（ A ） 125.6 （ B ） 120.6 （ C ） 140.6 （ C ） 130.6 请问这个管段压降要不要算进出口的阻力降，如果不加得到130.6，选D。如果加的话得到135，没有选项，总感觉应该加呢。不论是天大教材102页还是协会教材643页都是要加的查看更多 1个回答 . 3人已关注

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内蒙古包头年产12万吨矿热炉气制乙二醇项目？内蒙古包头年产12万吨矿热炉气制乙二醇项目作者/来源：亚化煤化工日期： 2018-04-03 点击率：38 该项目总投资12.6亿元，占地390亩，主要建设年产12万吨矿热炉气高效综合利用制乙二醇项目生产线。项目建成后，年可新增产值9.12亿元，利润4.2亿元。明拓集团铬业科技有限公司位于内蒙古包头市九原区工业园区，投资建设100万吨/年铬合金循环产业园项目，是全国最大的铬合金生产企业。原文如下：明拓（内蒙古）资源综合利用有限公司矿热炉炉气高效综合利用制乙二醇项目，位于包头市九原工业园区内，厂址中心坐标为东经109°40'14.59"，北纬40°36'13.89"。厂址东临恒泰路，南临永成路，隔永成路为明拓集团铬业科技有限公司，北邻包头国瑞碳谷有限公司。项目总投资126517万元。本项目属于《产业结构调整指导目录(2011年本)（2013年修正）》及《石化和化学工业发展规划(2016-2020年)》中鼓励发展的行业，该项目已经包头市九原区发展和改革局备案，项目建设符合国家产业政策。项目评价范围内无自然保护区、地表文物、景观、水源保护区等环境敏感点。本项目所在园区已经通过了区域规划环评，项目占地属于工业用地，项目建设符合九原区域规划。污染物产生及治理情况如下： ⑴废水防治措施可行性结论项目产生污水经处厂内污水处理处理满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表4三级标准，排入工业园区污水处理厂进一步处理后排放，措施可行。 ⑵废气防治措施可行性结论 ①火炬系统燃烧项目火炬系统，用于处理开工、事故火炬气，以及连续燃烧的工艺废气。矿热炉气变换及分离生产不正常排放气、安全阀排放气，乙二醇装置加氢产物中间槽不凝气、事故状态废气、乙二醇羰化反应器 /尾气处理反应器废气、酯化/羰化系统吹扫气等间断废气送火炬系统燃烧处理，处理后去除可燃气体成份治理措施可行。 ②矿热炉炉气变换及分离装置初次开车置换气、CO2放空气，废气组成主要为空气、N2、H2、CO、CO2高空排放。 ③乙二醇装置尾气经吸收塔吸收后经排气筒排放，排放符合《石油化学工业污染物排放标》（GB31571-2015）准要求。（4）空分装置水冷塔顶污氮、放空消音器污氮，废气中主要为N2、O2、CO2、CO、H2、水蒸气等，直接高空排放。综上所述，本项目的大气环境保护措施可行。 ⑶噪声防治措施可行性论证结论项目对主要噪声设备进行隔声、减振、消声处理后，厂界噪声预测值符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准要求，噪声治理措施可行。 ⑷固物防治措施可行性论证结论本项目对产生的固废均采取了妥当的处置，符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)及标准修改单、《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及标准修改单要求，措施可行。综合分析，本项目建设符合国家产业政策；清洁生产水平属国内先进水平；风险控制完全按照安全管理部门要求进行设计规划安装，采取相应风险控制措施的情况下，其风险属于可接收范围内；项目采取环评所提相应防护措施后，各项污染物均能达标排放，根据预测，对周围环境影响较轻，不会改变环境功能区划。根据《中华人民共和国环境影响评价法》中的有关规定，明拓（内蒙古）资源综合利用有限公司委托河北冀都环保科技有限公司开展该项目的环境影响评价工作。目前，根据《环境影响评价公众参与暂行办法》的要求，进行第二次公示，对项目建设内容、污染物治理及排放情况等进行公示，以征求公众对该项目有关环保方面的意见或建议。公众可在本公告发布之日起10个工作日内通过书面文字发送信件或传真反馈。查看更多 0个回答 . 4人已关注

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现场手动操作阀门带阀位回讯？求助：现场手动操作阀门带阀位回讯的是什么形式的？国内有哪家能生产这种产品？现场手动操作阀门是指单纯的现场手动来开、关的不是气或电驱动的那种，比如仪表用的一次截止阀。在这样的阀门上怎么安装阀位回讯器？谢谢！查看更多 6个回答 . 2人已关注

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管道应力怎么消除？ 与泵连接的管道应力怎么消除？是钳工干还是管工干？具体方法是什么？查看更多 5个回答 . 4人已关注

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锅炉启动前上水的时间和温度有何规定？为什么？ 锅炉启动前上水的时间和温度有何规定？为什么查看更多 4个回答 . 4人已关注

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关于找替代物的问题？如果要分离的物质A在PROII的数据库中没有，那就需要找一种别的物质B代替，那么物质B除了沸点与物质A尽可能接近外，还需要考察其他什么因素呢？？？请各位高手解答，谢谢。查看更多 1个回答 . 4人已关注

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煤气化制甲醇工艺流程？煤气化制甲醇工艺流程简述 1 ）气化　　 a ）煤浆制备　　由煤运系统送来的原料煤**t/h（干基）（<25mm）或焦送至煤贮斗，经称重给料机控制输送量送入棒磨机，加入一定量的水，物料在棒磨机中进行湿法磨煤。为了控制煤浆粘度及保持煤浆的稳定性加入添加剂，为了调整煤浆的PH值，加入碱液。　　出棒磨机的煤浆浓度约65%，排入磨煤机出口槽，经出口槽泵加压后送至气化工段煤浆槽。　　煤浆制备首先要将煤焦磨细，再制备成约65%的煤浆。磨煤采用湿法，可防止粉尘飞扬，环境好。　　用于煤浆气化的磨机现在有两种，棒磨机与球磨机；棒磨机与球磨机相比，棒磨机磨出的煤浆粒度均匀，筛下物少。　　煤浆制备能力需和气化炉相匹配，本项目拟选用三台棒磨机，单台磨机处理干煤量43～53t/h，可满足60万t/a甲醇的需要。　　为了降低煤浆粘度，使煤浆具有良好的流动性，需加入添加剂，初步选择木质磺酸类添加剂。　　煤浆气化需调整浆的PH值在6～8，可用稀氨水或碱液，稀氨水易挥发出氨，氨气对人体有害，污染空气，故本项目拟采用碱液调整煤浆的PH值，碱液初步采用42％的浓度。　　为了节约水源，净化排出的含少量甲醇的废水及甲醇精馏废水均可作为磨浆水。　　 b ）气化　　在本工段，煤浆与氧进行部分氧化反应制得粗合成气。　　煤浆由煤浆槽经煤浆加压泵加压后连同空分送来的高压氧通过烧咀进入气化炉，在气化炉中煤浆与氧发生如下主要反应：　　CmHnSr+m/2O2—→mCO+（n/2-r）H2+rH2S 　　CO+H2O—→H2+CO2 　　反应在6.5MPa（G）、1350～1400℃下进行。　　气化反应在气化炉反应段瞬间完成，生成CO、H2、CO2、H2O和少量CH4、H2S等气体。　　离开气化炉反应段的热气体和熔渣进入激冷室水浴，被水淬冷后温度降低并被水蒸汽饱和后出气化炉；气体经文丘里洗涤器、碳洗塔洗涤除尘冷却后送至变换工段。　　气化炉反应中生成的熔渣进入激冷室水浴后被分离出来，排入锁斗，定时排入渣池，由扒渣机捞出后装车外运。　　气化炉及碳洗塔等排出的洗涤水（称为黑水）送往灰水处理。　　 c ）灰水处理　　本工段将气化来的黑水进行渣水分离，处理后的水循环使用。　　从气化炉和碳洗塔排出的高温黑水分别进入各自的高压闪蒸器，经高压闪蒸浓缩后的黑水混合，经低压、两级真空闪蒸被浓缩后进入澄清槽，水中加入絮凝剂使其加速沉淀。澄清槽底部的细渣浆经泵抽出送往过滤机给料槽，经由过滤机给料泵加压后送至真空过滤机脱水，渣饼由汽车拉出厂外。　　闪蒸出的高压气体经过灰水加热器回收热量之后，通过气液分离器分离掉冷凝液，然后进入变换工段汽提塔。　　闪蒸出的低压气体直接送至洗涤塔给料槽，澄清槽上部清水溢流至灰水槽，由灰水泵分别送至洗涤塔给料槽、气化锁斗、磨煤水槽，少量灰水作为废水排往废水处理。　　洗涤塔给料槽的水经给料泵加压后与高压闪蒸器排出的高温气体换热后送碳洗塔循环使用。 2 ）变换　　在本工段将气体中的CO部分变换成H2。　　本工段的化学反应为变换反应，以下列方程式表示：　　CO+H2O—→H2+CO2 　　由气化碳洗塔来的粗水煤气粗水煤气经气液分离器分离掉气体夹带的水分后，进入气体过滤器除去杂质，然后分成两股，一部分（约为54%）进入原料气预热器与变换气换热至305℃左右进入变换炉，与自身携带的水蒸汽在耐硫变换催化剂作用下进行变换反应，出变换炉的高温气体经蒸汽过热器与甲醇合成及变换副产的中压蒸汽换热、过热中压蒸汽，自身温度降低后在原料气预热器与进变换的粗水煤气换热，温度约335℃进入中压蒸汽发生器，副产4.0MPa蒸汽，温度降至270℃之后，进入低压蒸汽发生器温度降至180℃，然后进入脱盐水加热器、水冷却器最终冷却到40℃进入低温甲醇洗1#吸收系统。　　另一部分未变换的粗水煤气，进入低压蒸汽发生器使温度降至180℃，副产0.7MPa的低压蒸汽，然后进入脱盐水加热器回收热量，最后在水冷却器用水冷却至40℃，送入低温甲醇洗2#吸收系统。气液分离器分离出来的高温工艺冷凝液送气化工段碳洗塔。　　气液分离器分离出来的低温冷凝液经汽提塔用高压闪蒸气和中压蒸汽汽提出溶解在水中的CO2、H2S、NH3后送洗涤塔给料罐回收利用；汽提产生的酸性气体送往火炬。 3 ）低温甲醇洗　　本工段采用低温甲醇洗工艺脱除变换气中CO2、全部硫化物、其它杂质和H2O。　　 a ）吸收系统　　本装置拟采用两套吸收系统，分别处理变换气和未变换气，经过甲醇吸收净化后的变换气和未变换气混合，作为甲醇合成的新鲜气。　　由变换来的变换气进入原料气一级冷却器、氨冷器、进入分离器，出分离器的变换气与循环高压闪蒸气混合后，喷入少量甲醇，以防止变换气中水蒸气冷却后结冰，然后进入原料气二级冷却器冷却至－20℃，进入变换气甲醇吸收塔，依次脱除H2S+COS、CO2后在－49℃出吸收塔，然后经二级原料气冷却器，一级原料气冷却器复热后去甲醇合成单元。净化气中CO2含量约3.4%，H2S+COS<0.1PPm。　　来自甲醇再生塔经冷却的甲醇－49℃从甲醇吸收塔顶进入，吸收塔上段为CO2吸收段，甲醇液自上而下与气体逆流接触，脱除气体中CO2，CO2的指标由甲醇循环量来控制。中间二次引出甲醇液用氨冷器冷却以降低由于溶解热造成的温升。在吸收塔下段，引出的甲醇液大部分进入高压闪蒸器；另一部分溶液经氨冷器冷却后回流进入H2S吸收段以吸收变换气中的H2S和COS，自塔底出来的含硫富液进入H2S浓缩塔。为减少H2和CO损失，从高压闪蒸槽闪蒸出的气体加压后送至变换气二级冷却器前与变换气混合，以回收H2和CO。　　未变换气的吸收流程同变换气的吸收流程。　　 b ）溶液再生系统　　未变换气和变换气溶液再生系统共用一套装置。　　从高压闪蒸器上部和底部分别产生的无硫甲醇富液和含硫甲醇富液进入H2S浓缩塔，进行闪蒸汽提。甲醇富液采用低压氮气汽提。高压闪蒸器上部的无硫甲醇富液不含H2S从塔上部进入，在塔顶部降压膨胀。高压闪蒸器下部的含硫甲醇富液从塔中部进入，塔底加入的氮气将CO2汽提出塔顶，然后经气提氮气冷却器回收冷量后，作为尾气高点放空。　　富H2S甲醇液自H2S浓缩塔底出来后进热再生塔给料泵加压，甲醇贫液冷却器换热升温进甲醇再生塔顶部。甲醇中残存的CO2以及溶解的H2S由再沸器提供的热量进行热再生，混和气出塔顶经多级冷却分离，甲醇一级冷凝液回流，二级冷凝液经换热进入H2S浓缩塔底部。分离出的酸性气体去硫回收装置。　　从原料气分离器和甲醇再生塔底出来的甲醇水溶液经泵加压后甲醇水分离器，通过蒸馏分离甲醇和水。甲醇水分离器由再沸器提供。塔顶出来的气体送到甲醇再生塔中部。塔底出来的甲醇含量小于100PPm的废水送水煤浆制备工序或去全厂污水处理系统。　　 c ）氨压缩制冷　　从净化各制冷点蒸发后的-33℃气氨气体进入氨液分离器，将气体中的液粒分离出来后进入离心式制冷压缩机一段进口压缩至冷凝温度对应的冷凝压力，然后进入氨冷凝器。气氨通过对冷却水放热冷凝成液体后，靠重力排入液氨贮槽。液氨通过分配器送往各制冷设备。 4 ）甲醇合成及精馏　　 a ）甲醇合成　　经甲醇洗脱硫脱碳净化后的产生合成气压力约为5.6MPa，与甲醇合成循环气混合，经甲醇合成循环气压缩机增压至6.5MPa，然后进入冷管式反应器（气冷反应器）冷管预热到235℃，进入管壳式反应器（水冷反应器）进行甲醇合成，CO、CO2和H2在Cu-Zn催化剂作用下，合成粗甲醇，出管壳式反应器的反应气温度约为240℃，然后进入气冷反应器壳侧继续进行甲醇合成反应，同时预热冷管内的工艺气体，气冷反应器壳侧气体出口温度为250℃，再经低压蒸汽发生器，锅炉给水加热器、空气冷却器、水冷器冷却后到40℃，进入甲醇分离器，从分离器上部出来的未反应气体进入循环气压缩机压缩，返回到甲醇合成回路。　　一部分循环气作为弛放气排出系统以调节合成循环圈内的惰性气体含量，合成弛放气送至膜回收装置，回收氢气，产生的富氢气经压缩机压缩后作为甲醇合成原料气；膜回收尾气送至甲醇蒸汽加热炉过热甲醇合成反应器副产的中压饱和蒸汽（2.5MPa），将中压蒸汽过热到400℃。　　粗甲醇从甲醇分离器底部排出，经甲醇膨胀槽减压释放出溶解气后送往甲醇精馏工段。系统弛放气及甲醇膨胀槽产生的膨胀气混合送往工厂锅炉燃料系统。　　甲醇合成水冷反应器副产中压蒸汽经变换过热后送工厂中压蒸汽管网。　　 b ）甲醇精馏　　从甲醇合成膨胀槽来的粗甲醇进入精馏系统。精馏系统由预精馏塔、加压塔、常压塔组成。预精馏塔塔底出来的富甲醇液经加压至0.8MPa、80℃，进入加压塔下部，加压塔塔顶气体经冷凝后，一部分作为回流，一部分作为产品甲醇送入贮存系统。由加压塔底出来的甲醇溶液自流入常压塔下塔进一步蒸馏，常压塔顶出来的回流液一部分回流，一部分作为精甲醇经泵送入贮存系统。常压塔底的含甲醇的废水送入磨煤工段作为磨煤用水。在常压塔下部设有侧线采出，采出甲醇、乙醇和水的混合物，由汽提塔进料泵送入汽提塔，汽提塔塔顶液体产品部分回流，其余部分作为产品送至精甲醇中间槽或送至粗甲醇贮槽。汽提塔下部设有侧线采出，采出部分异丁基油和少量乙醇,混合进入异丁基油贮槽。汽提塔塔底排出的废水，含少量甲醇，进入沉淀池，分离出杂醇和水，废水由废水泵送至废水处理装置。　　 c ）中间罐区　　甲醇精馏工序临时停车时，甲醇合成工序生产的粗甲醇，进入粗甲醇贮罐中贮存。甲醇精馏工序恢复生产时，粗甲醇经粗甲醇泵升压后送往甲醇精馏工序。　　甲醇精馏工序生产的精甲醇，进入甲醇计量罐中。经检验合格的精甲醇用精甲醇泵升压送往成品罐区甲醇贮罐中贮存待售。 5 ）空分装置　　本装置工艺为分子筛净化空气、空气增压、氧气和氮气内压缩流程，带中压空气增压透平膨胀机，采用规整填料分馏塔，全精馏制氩工艺。　　原料空气自吸入口吸入，经自洁式空气过滤器除去灰尘及其它机械杂质。过滤后的空气进入离心式空压机经压缩机压缩到约0.57MPa(A)，然后进入空气冷却塔冷却。冷却水为经水冷塔冷却后的水。空气自下而上穿过空气冷却塔，在冷却的同时，又得到清洗。　　经空冷塔冷却后的空气进入切换使用的分子筛纯化器空气中的二氧化碳、碳氢化合物和水分被吸附。分子筛纯化器为两只切换使用，其中一只工作时，另一只再生。纯化器的切换周期约为4小时，定时自动切换。　　净化后的空气抽出一小部分，作为仪表空气和工厂空气。　　其余空气分成两股，一股直接进入低压板式换热器，从换热器底部抽出后进入下塔。另外一股进入空气增压机。　　经过空气增压机的中压空气分成两部分，一部分进入高压板式换热器，冷却后进入低温膨胀机，膨胀后空气进入下塔精馏。另一部分中压空气经过空气增压机二段压缩为高压空气，进入高压板式换热器，冷却后经节流阀节流后进入下塔。　　空气经下塔初步精馏后，获得富氧液空、低纯液氮、低压氮气，其中富氧液空和低纯液氮经过冷器过冷后节流进入上塔。经上塔进一步精馏后，在上塔底部获得液氧，并经液氧泵压缩后进入高压板式换热器，复热后出冷箱，进入氧气管网。　　在下塔顶部抽取的低压氮气，进入高压板式换热器，复热后送至全厂低压氮气管网。　　从上塔上部引出污氮气经过冷器、低压板式换热器和高压板式换热器复热出冷箱后分成两部分：一部分进入分子筛系统的蒸汽加热器，作为分子筛再生气体，其余污氮气去水冷塔。　　从上塔中部抽取一定量的氩馏份送入粗氩塔，粗氩塔在结构 Ar ，2ppmO2的粗氩，送入精氩塔中部，经精氩塔精馏在精氩塔底部得到纯度为99.999%Ar的**氩作为产品抽出送入进贮槽。 % 上分为两段，第二段氩塔底部的回流液经液体泵送入第一段顶部作为回流液，经粗氩塔精馏得到99.6 查看更多 21个回答 . 5人已关注

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关于防火涂料的几点疑问？ 其实化工单位好多地方也在用饰面性防火涂料，比如说放阀门的仓库等，只要防火要求不高就行查看更多 3个回答 . 4人已关注

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请高手分析：氢氮气压缩机靠近推力盘处有腐蚀的凹槽是电 ...？我厂氢氮气压缩机是靠润滑油加压润滑但在检修时发现靠近推力盘出有一看上去像是冲刷腐蚀的凹槽，请问是电腐蚀吗?请高手讲解一下电腐蚀原理和预防。谢谢！查看更多 0个回答 . 2人已关注

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甲烷部分氧化制合成气？做个简单的调查，国内做甲烷部分氧化制合成气的研究机构大概有哪些？有哪些专家是该领域的牛人？希望知情朋友们提供一下信息，谢谢大家了！查看更多 0个回答 . 1人已关注

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空冷凝汽器的汽轮机？ 谁见过空冷凝汽器的凝气式汽轮机！与水冷的有什么区别，在操作与维护上应该注意什么！查看更多 1个回答 . 5人已关注

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轧机牌坊锈蚀磨损问题及维修技术？轧机牌坊常见问题轧机 “牌坊”上的滑板及滑块位置存在压亏现象，尤其是滑块受力较大的位置更加严重。轧机在轧制钢胚过程中，轧辊受轧制过程中的压力和钢胚对轴承箱体的冲击间接造成轧机“牌坊”机架金属疲劳而塑性形变，同时受冷却水的侵蚀双重作用下，“牌坊”机架金属过度损伤。一旦“牌坊”机架与滑板、滑块配合失效，间隙冲击，及腐蚀将加剧设备的损坏。轧机滑板出现压亏现象，企业通常采用添加金属垫片来解决此类问题，由于压亏部位尺寸不均匀，导致其修复效果不理想。对于“牌坊”滑板的大面积损伤，采用激光补焊加工通常投入的时间、费用较昂贵，修复后与滑板的配合面不够紧密，难以避免冷却水的渗入侵蚀造成的金属锈蚀问题。轧机机架牌坊内侧窗口面、机架牌坊底面等出现不同程度的腐蚀磨损 , 使轧机机架与轧辊轴承座间隙难以有效控制管理，时常出现轧机机架与轧辊轴承座间隙超过管理极限值现象。轧机牌坊间隙增大恶化了轧机主传动系统的工作条件，使主传动振动冲击大，钢锭咬入时容易发生打滑，影响到板形的控制，对产品质量造成很大影响。 5. 轧机牌坊锈蚀磨损维修技术绝大部分轧机牌坊材质为普通铸钢件，在长期服役中窗口表面易受到腐蚀磨损的作用而造成工作条件恶化。传统修复工艺有以下几种：补偿法：即通过机械加工去除材料，清除牌坊表面受损层找平接触面，扩大的尺寸通过增加衬板厚度来补偿。这种修复方式操作简单方便，但未改变牌坊面的性质，使用一段时间后牌坊表面又会受到腐蚀磨损而失效，而且多次机加工将会对牌坊的强度和刚度产生不利影响。添加垫片：添加垫片一直是比较传统的修复措施，由于取材方便安装简单，是一线维修常用的方法，最大弱点是使用周期不长，更换频繁，工人劳动强度大。补焊：采用在线补焊后在进行磨削已恢复尺，利用手工电弧焊可恢复机加工后去除材料扩大的尺寸，但在这样的刚性结构上进行大面积电弧堆焊，可能造成牌坊结构的变形。如果结构发生扭曲，失稳变形这将是致命的，无法再进行矫正，这是工厂生产中决不允许发生的事情。因此该修复方法将带来较大的风险，一般不予采用。激光焊接：激光焊接是现在比较常用的焊接工艺，其特点是焊接强度高、热应力小、焊接硬度高的优势普遍应用在要求精度高的设备。但其弱势也比较明显，工艺复杂、设备繁多、修复时间长以及费用昂贵，一直来受企业欢迎度不高。碳纳米聚合物材料：索雷工业碳纳米聚合物材料类似一种冷焊（粘结）技术，利用滑板与轧机牌坊的配合关系进行尺寸恢复，材料优点是粘结力好，良好的抗压性能、抗冲击性能及具备金属所具有的弹性变形等。碳纳米聚合物材料使用过程中不会产生高温，不会产生金属疲劳磨损，接触面积达到 100%避免冷却水的腐蚀，在保护设备本体不受损伤同时且修复过程中不受磨损量的限制。索雷工业此工艺可以根据轧机牌坊磨损尺寸实施现场快速修复磨损问题，以恢复生产，一般情况下 4-6小时内完成修。万能轧机牌坊锈蚀磨损维修案例展示查看更多 0个回答 . 1人已关注

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回转窑的密封？ 回转窑在转动过程中，密封保证不了，谁有相关的技术资料提供给我，帮我解决回转窑的动密封问题。先谢谢了。查看更多 2个回答 . 3人已关注

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汽轮机填空题？汽轮机填空题 1 TSI汽轮机监测显示系统主要对汽机(振动)、(串轴)、(胀差)等起到监测显示作用。 2 按传热方式不同，回热加热器可分为(表面式)和(混合式)两种。 3 备用冷油器的进口油门(关闭)，出口油门(开启)，冷却水入口门（关闭），出口门（开启）、油侧排空门开启，见油后关闭。 4 泵的汽蚀余量分为(有效汽蚀余量)、(必须汽蚀余量)。 5 泵的种类有（往复式）、（齿轮式）、（喷射式）和（离心式）等。 6 变压运行分为(纯变压运行)，(节流变压运行)，(复合变压运行)。 7 变压运行指维持汽轮机进汽阀门(全开)或在(某一开度)，锅炉汽温在(额定值) 时，改变蒸汽(压力)，以适应机组变工况对(蒸汽流量)的要求。 8 表面式凝汽器主要由(外壳)、(水室端盖)、(管板)、以及(冷却水管)组成。 9 采用给水回热循环，减少了凝汽器的（冷源损失）。 10 真空泵的作用是不断的抽出凝汽器内（析出的不凝结）气体和漏入的空气，（维持）凝汽器的真空。 11 初压力越(高)，采用变压运行经济性越明显。 12 除氧器按运行方式不同可分为(定压运行)、(滑压运行)。 13 除氧器满水会引起(除氧器振动)，严重的能通过抽汽管道返回汽缸造成汽机( 水冲击)。 14 除氧器水位高，可以通过(事故放水门)放水，除氧器水位低到规定值联跳(给水泵)。 15 除氧器为混合式加热器，单元制发电机组除氧器一般采用(滑压运行)。 16 除氧器在滑压运行时易出现(自生沸腾)和(返氧现象)。 17 除氧器在运行中，由于(机组负荷)、(蒸汽压力)、(进水温度)、(水位变化) 都会影响除氧效果。 18 除氧器在运行中主要监视(压力)、(水位)、(温度)、(溶氧量)。 19 大机组的高压加热器因故不能投入运行时，机组应相应(降低)出力。 20 大型机组超速试验均在带(10%-15%)负荷运行(4-6)h后进行，以确保转子金属温度达到转子(脆性转变温度)以上。 21 大型机组充氢一般采用(中间介质置换法)。 22 大修停机时，应采用(滑参数)停机方式。 23 当给水泵冷态启动一般采用(正暖)的暖泵方式。 24 当离心泵的叶轮尺寸不变时，水泵的流量与转速（一）次方成正比，扬程与转速（二）次方成正比。 25 当任一跳机保护动作后，汽机主汽阀将迅速(关闭)、停止机组运行。 26 对于倒转的给水泵，严禁关闭(入口门)，以防(给水泵低压侧)爆破，同时严禁重合开关。 27 对于一种确定的汽轮机，其转子汽缸热应力的大小主要取决于(转子或汽缸内温度分布)。 28 发电机组甩负荷后，蒸汽压力(升高)，锅炉水位(下降)，汽轮机转子相对膨胀产生(负)胀差。 29 发现给水泵油压降低时，要检查(油滤网是否堵塞)、冷油器或管路是否漏泄、(减压件是否失灵)、油泵是否故障等。 30 高压加热器钢管泄漏的现象是加热器水位(升高)、给水温度(降低)，汽侧压力(升高)，汽侧安全门动作。 31 高压加热器水位(调整)和(保护)装置应定期进行试验，以防止加热器进汽管返水。 32 高压加热器水位保护动作后，(旁路阀)快开，(高加进口联成阀及出口电动门关闭) 快关。 33 高压加热器运行工作包括(启停操作)、运行监督、(事故处理)、停用后防腐四方面。 34 高压加热器投入运行时，一般应控制给水温升率不超过(3)℃/min。 35 给水泵泵组的前置泵的作用是(提高给水泵入口压力，防止给水泵汽蚀)。 36 给水泵不允许在低于(最小流量)下运行。 37 给水泵倒暖是高压给水泵（出口逆止门后）引入，从（吸入侧）流出。 38 给水泵的作用是向锅炉提供足够(压力)、(流量)和(相当温度)的给水。 39 给水泵启动后，当流量达到允许流量(自动再循环门)自动关闭。 40 给水泵汽化的原因有：除氧器内部压力(低)，使给水泵入口温度(高于)运行压力下的饱和温度而汽化；除氧器水位(低)，给水泵入口(压力低)；给水流量小于(最低流量)，未及时开启再循环门等。 41 给水泵严重汽化的象征：入口管内发生不正常的(冲击)，出口压力(下降)并摆动，电机电流(下降并摆动)，给水流量(摆动)。 42 给水管路没有水压形成的时候，电动给水泵启动前要(关闭)泵的出口门及出口旁路门、中间抽头门，开启再循环门。 43 工质在管内流动时，由于通道截面突然缩小，使工质的压力（降低），这种现象称为（节流）。 44 滑参数停机过程中严禁做汽机超速试验以防(蒸汽带水)，引起汽轮机水击。 45 滑参数停机时，一般调节级处蒸汽温度应低于该处金属温度(20-50)℃为宜。 46 滑停过程中主汽温度下降速度不大于(1-1.5)℃/min。 47 滑压运行的除氧器变工况时，除氧器(水温)变化滞后于(压力)变化。 48 换热的基本方式有（导热）、（对流）、（辐射）。 49 回热循环的热效率，随着回热级数的增加而（增加）。 50 火力发电厂典型的热力过程有（等温过程）、（等压过程）、（等容过程）和（绝热过程）。 51 火力发电厂中的汽轮机是将（热能）转变为（机械能）的设备。 52 亚临界机组启动时，上缸调节级处金属温度低于(150)℃时，称为冷态启动，金属温度在(150--300)℃之间称为温态启动，金属温度在(300)℃以上为热态启动。 53 机组热态启动时，蒸汽温度应高于汽缸金属温度(50--100)℃。 54 机组甩去全负荷，调节系统应能保证转速在(危急保安器动作转速)以下。 55 机组运行中，发现窜轴增加时，应对汽轮机进行(全面检查)，倾听(内部声音 )、测量(轴承振动)。 56 机组正常运行时，凝汽器的真空靠(排汽凝结成水，体积缩小)形成的。 57 加热器投入的原则按抽汽压力由低到高)，(先投水侧，后投汽侧)。 58 加热器温升小的原因有：抽汽电动门未(全开)，汽侧积有(空气)。 59 加热器泄漏会使(端差升高)、(出口水温下降)、(汽侧水位高)、(抽汽管道冲击)。 60 加热器一般把传热面分为(蒸汽冷却段)、(凝结段)、(疏水冷却段)三部分。 61 胶球清洗系统的作用是(清除凝汽器冷却水管内壁的污垢，提高换热效率)。 62 节流过程可以认为是（绝热）过程。 63 抗燃油主要是供给靠近热体的(执行机构)，防止执行机构漏油着火。 64 冷却水塔是通过(空气和水接触)进行热量传递的。 65 冷却水温升是冷却水在凝汽器中（吸）热后其温度（上升）的数值。 66 离心泵不允许带负荷启动，否则(启动电流大)将损坏设备。 67 离心泵一般(闭)阀启动，轴流泵(开)阀启动。 68 密封油的主要作用是(密封氢气),同时起到(润滑)，(冷却)作用。 69 密封油压、氢压、内冷水压三者的关系为(密封油压)＞(氢压)＞(内冷水压) 。 70 凝结水泵安装位置有一定的倒灌高度，其目的是为了防止凝结水泵（汽化）。 71 凝结水泵的轴端密封采用（凝结）水密封。 72 凝结水泵的轴封处需连续供给(密封水)，防止空气漏入泵内。 73 凝结水含氧量应小于（30）微克/升，锅炉给水含氧量应小于（7）微克/升。 74 凝结水再循环管应接在凝汽器的（上部） 75 凝汽器抽真空前，禁止有(疏水)进入凝汽器。 76 凝汽器的最佳真空是(提高真空使发电机组增加的电功率与增加冷却水量使循环泵多耗的电功率之间的差值最大的真空)。 77 凝汽器冷却水出口温度与排汽压力下的饱和温度之差称为(凝汽器端差)。 78 凝汽器冷却水管结垢，将使循环水升温(减小)，造成凝汽器端差(增大)。 79 凝汽器水质恶化的可能是因为(冷却水管胀口不严)、(冷却水管漏泄)等原因。 80 凝汽器循环冷却水量与排汽量的比值称为(冷却倍率)。 81 凝汽器循环水量减少时表现为同一负荷下凝汽器循环水温升(增大)。 82 凝汽器压力降低，汽轮机排汽温度（降低），冷源损失（减少），循环热效率（提高）。 83 凝汽器真空降低时，容易过负荷的级段为(末级)。 84 暖管的目的是(均匀加热低温管道)，逐渐将管道的金属温度提高到接近于启动时的(蒸汽温度)，防止产生过大的(热应力)。 85 启动给水泵前，中间抽头应处于(关闭)状态。 86 启动前转子(弹性热弯曲)超过额定值时，应先消除转子的热弯曲，一般方法是（连续盘车）。 87 启停时汽缸和转子的热应力、热变形、胀差与蒸汽的(温升率)有关。 88 汽机处于静止状态，严禁向(汽机轴封)供汽。 89 汽机冷态启动时一般控制升速率为(100--150)r/min。 90 汽机启动按进汽方式分可分为(高、中压缸联合启动)、(中缸启动)。 91 汽机启动按主汽参数可分为(额定参数启动)、(滑参数启动)。 92 汽机疏水系统作用是(疏走设备内的存水，防止发生水冲击，尽快提高汽温) 。 93 汽机转子冲动时，真空一般在60-70kPa，若真空太低，易引起(排汽缸大气安全门)动作，若真空过高(使汽轮机进汽量减少，对暖机不利)。 94 汽轮发电机负荷不变、循环水入口水温不变，循环水流量增加，排汽温度(下降)，凝汽器真空(升高)。 95 汽轮发电机组每发1KWh所耗热量称(热耗率)。 96 汽轮机变工况运行时，各中间级压比基本不变，故中间级焓降(不变)。 97 汽轮机的启动过程是将转子由静止或盘车状态加速至(额定转速)、(并网)、( 带额定负荷)等几个阶段。 98 汽轮机低压缸**装置的作用是（降低排汽缸）温度。 99 汽轮机调节系统的任务是：在外界(负荷)与机组(功率)相适应时，保持机组稳定运行，当外界(负荷)变化时，机组转速发生相应变化，调节系统相应地改变机组的(功率)使之与外界(负荷)相适应。 100 汽轮机调节系统由(转速感受机构)、(传动放大机构)、(执行机构)和(反馈机构)等四部分。 101 汽轮机发生水冲击的原因：锅炉（满水）或蒸汽（大量带水），并炉不妥，暖管疏水不充分，高压加热器（钢管泄漏）而保护装置未动作，抽汽逆止门不严等。 102 汽轮机负荷不变，真空下降，轴向推力（增加）。 103 汽轮机滑销系统的(纵)销引导汽缸纵向膨胀保证汽缸和转子中心一致。 104 汽轮机内有(清晰)的金属摩擦声，应紧急停机。 105 汽轮机凝汽器的铜管结垢，将使循环水出口、入口温差（减小），造成凝汽器的端差（增大）。 106 汽轮机上下缸温差超过规定值时，(禁止)汽轮机启动。 107 汽轮机上下缸最大温差通常出现在（调节级））处，汽轮机转子的最大弯曲部位在（调节级）附近。 108 汽轮机停机包括从带负荷状态减去(全部负荷)，解列(发电机)、切断汽机进汽到转子(静止)，进入(盘车)状态。 109 汽轮机在进行负荷调节方式切换时，应特别注意(高、中压缸)温度变化。 110 汽轮机真空严密性试验应每月进行一次，试验时将真空泵入口气动门（关闭），注意真空降低数值，一般试验（5）分钟，试验结束后将真空泵入口气动门（开启）。 111 汽轮机正常停机时，在打闸后，应先检查（有功功率）是否到零，（千瓦时表）停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用（逆功率保护动作）解列。严禁带负荷解列以防超速。 112 汽轮机轴承分为(推力轴承)和(支持轴承)两大类。 113 汽轮机轴向推力的平衡方法通常有(开设平衡孔)、(采用平衡活塞)、(反向流动布置)。 114 汽轮机主蒸汽温度在10min内下降(50)℃时应打闸停机。 115 汽轮机转子在离心力作用下变粗，变短，该现象称作(回转效应)或(泊桑效应)。 116 汽轮机纵销的中心线与横销的中心线的交点为（汽缸的死点）。 117 汽轮机组的高中压缸采用双层缸结构，在夹层中通入(压力和温度)较低的蒸汽，以减小多层汽缸的(内外温差)和(热应力)。 118 氢冷发电机充氢后在运行中，机内氢纯度应达到(96%)以上，气体混合物中的氧量不超过(2%)。 119 氢气置换法通常用(中间介质置换法)。 120 胶球清洗系统的作用是(清除凝汽器冷却水管内壁的污垢，提高热效率)。 121 热力除氧必须将给水加热到(饱和温度)。 122 热态启动冲转前，应连续盘车(4)小时以上。 123 热态启动时，除在500r/min左右停留进行必要的(听音检查)外，应迅速以 (200--300)r/min的升速率，升转速至额定转速并立即并网带负荷至相应目标值水平，防止机组启动过程受冷却。 124 热态启动时由于汽轮机升速较快、且不需暖机，这时要特别注意润滑油温不得低于(38)℃。 125 热态启动先送汽封，后抽真空，主要防止(汽封段轴颈骤冷)。 126 任一轴承回油温度超过(75)℃应紧急停机。 127 容积式真空泵一般分为(液环式)和(离心式)两种。 128 若给工质加入热量，则工质熵（增加）。若从工质放出热量，则工质熵（减小）。 129 若循环水泵在出口门全开的情况下停运，系统内的水会倒流入泵内，引起水泵(倒转)。 130 疏水泵的空气门在泵运行时应在（开启）位置。 131 水泵的主要性能参数有(流量)、扬程、(转速)、功率、(效率)、比转速、( 汽蚀余量)。 132 水泵在运行中出口水量不足可能是(进口滤网堵塞)、(出入口阀门开度过小) 、(泵入口或叶轮内有杂物)、吸入池内水位过低。 133 提高机组（初参数），降低机组（终参数）可以提高机组的经济性。 134 同步发电机频率与转速和极对数的关系式为(f=P·n/60)。 135 机组冲转时不得在(临界转速)附近暖机和停留。 136 为防止甩负荷时，加热器内的汽水返流回汽缸，一般在抽气管道上装设(逆止门)。 137 为防止水内冷发电机因断水引起定子绕组(超温)而损坏，所装设的保护叫( 断水保护)。 138 为防止叶片断裂，禁止汽轮机过负荷运行，特别要防止在(低) 频率下过负荷运行。 139 为了保证氢冷发电机的氢气不从侧端盖与轴之间(逸出)，运行中要保持密封瓦的油压(大于)氢压。 140 为了保证疏水畅通，同一疏水联箱上的疏水要按照压力等级依次排列，（压力低）的疏水靠近疏水联箱出口。 141 为了确保汽轮机的安全运行，新装机组或大修后的机组必须进行(超速试验) ，以检查危急保安器的动作转速是否在规定范围内。 142 为了提高凝结水泵的抗汽蚀性能，常在第一级叶轮入口加装(诱导轮)。 143 循环水泵按工作原理可分为(离心泵)、(轴流泵)、(混流泵)。 144 循环水泵出力不足的原因主要有(吸入侧有异物)、叶轮破损、转速低、(吸入空气)、(发生汽蚀)、出口门调整不当。 145 循环水泵的特点是(流量大)、(扬程低)。 146 循环水泵正常运行中应检查(电机电流)、(入口水位)、(出口压力)、(轴承温度)、电机线圈温度、循环泵的振动。 147 循环水泵主要用来向汽机的(凝汽器)提供冷却水，冷却(汽机排汽)。 148 循环水中断，会造成(真空)消失，机组停运。 149 一般高压汽轮机凝结水过冷度要求在（2℃）以下。 150 用中间再热循环可提高蒸汽的终（干度），使低压缸的蒸汽（湿度）保证在允许范围内。 151 有一台给水泵运行，备用给水泵一般采用(倒) 暖。 152 在泵壳与泵轴之间设置密封装置，是为了防止（泵内水外漏）或（空气进入泵内）。 153 在冲转并网后加负荷时，在低负荷阶段。若出现较大的胀差和温差，应停止 (升温升压)，应(保持暖机)。 154 在汽轮机的启停过程中，采用控制蒸汽的(温升率)的方法能使金属部件的( 热应力)、(热变形)及转子与汽缸之间(胀差)维持在允许范围内。 155 造成火力发电厂效率低的主要原因是(汽轮机排汽热损失). 156 真空系统的检漏方法有（蜡烛火焰法）、汽侧灌水试验法、（氦气检漏仪法）。 157 真空严密性试验应在负荷稳定在(80%)额定负荷以上，真空不低于(90-85) Kpa的情况下进行。平均每分钟真空下降值不大于400Pa为合格。 158 真空严密性试验在(80%)额定负荷以上，且(运行稳定)才允许试验。 159 直流电源主要作为发电机组的(保护)、(控制)、(调节)和信号的电源。 160 中速暖机和定速暖机的目的在于防止材料(脆性破坏)，防止产生过大的(热应力)。 161 轴流泵的闭阀启动是指(主泵与出口门)同时开启。 162 轴流泵的开阀启动是指在泵启动前(提前将出口门开启到一定位置)，待启动主泵后再(全开出口门)。 163 轴流泵的启动可采用(闭阀)启动和(开阀)启动两种方式。 164 轴流泵在带负荷条件下启动，即(全开出口门)启动，此时(轴功率)最小，不会因过载而烧毁电机。 165 主蒸汽压力和凝汽器真空不变时，主蒸汽温度升高，机内做功能力(增强)，循环热效率(增加)。 166 转速超过危急保安器(动作)转速，而保护未动作，应执行紧急停机。 167 转子静止后立即投入盘车，当汽缸金属温度降至(250)℃以下可定期盘车，直到调节级金属温度至(150)℃以下停盘车。 168 转子升速时，在一阶监界转速以下，轴承振动达(0.03)mm时或过监界转速时，轴承振动超过(0.1)mm时，应打闸停机。 169 凝汽器水位升高淹没铜管时，将使凝结水（过冷度增大），（真空降低）。 170 汽轮机转子发生低温脆性断裂事故的必要和充分条件有两个：一是在低于（脆性转变温度）以下工作，二是具有（临界应力）或临界裂纹。 171 汽轮机叶顶围带主要的三个作用是增加（叶片刚度）、调整（叶片频率）、防止（级间漏汽）。 172 主汽阀带有预启阀，其作用是降低（阀碟前后压差）和机组启动时控制（转速）和（初负荷）。 173 汽机油循环倍率是指1 小时内在油系统中的循环次数，一般要求油的循环倍率在（8-10 ）的范围内。 174 加热器的端差是指（蒸汽饱和温度）与加热器（出水温度）之间的差值。 175 汽轮机热态启动时，润滑油温不得低于（ 38 ）℃。 176 除氧器排氧门开度大小应以保证含氧量（正常）而（微量）冒汽为原则。 177 强迫振动的主要特征是（主频率与转子的转速一致或成两倍频）。 178 当汽轮机膨胀受阻时，汽轮机转子的振幅随（负荷）的增加而增加。 179 汽轮机负荷摆动值与调速系统的迟缓率成（正）比。 180 汽轮机在停机惰走降速阶段，由于（鼓风作用）和（泊桑效应），低压转子的胀差会出现（正向突增）。 181 汽轮机的胀差保护应在（冲转前）投入；汽轮机的低油压保护应在（盘车前）投入；轴向位移保护应在（冲转前）。 182 运行中发生甩负荷时，转子表面将产生（拉）应力，差胀将出现（负值增大）。 183 汽轮机的进汽方式主要有（节流进汽）、（喷嘴进汽）两种。 184 运行中发现凝结水泵电流摆动，出水压力波动，可能原因是（凝泵汽蚀）、凝汽器水位过低。 185 汽轮机热态启动过程中进行中速暖机的目的是防止转子（脆性破坏）和（避免产生过大的热应力）。 186 当汽轮机排汽温度达80度时应（自动开启低压缸**），当排汽温度超过 121度时应（打闸停机）。 187 汽轮机的凝汽设备主要由凝汽器、（循环水泵）、（真空泵）、凝结水泵组成。 188 运行中汽机发生水冲击时，则推力瓦温度（升高），轴向位移（增大），相对胀差负值（增大），负荷突然（下降）。 189 抗燃油是被用来作为（调节系统）用油的。 190 惰走时间是指（发电机解列后，从自动主汽门和调门关闭起到转子完全静止的这段时间），如果发现惰走时间显著增加，则说明是（主、再热蒸汽管道阀门或抽汽逆止门关不严）所致。惰走时间过短说明（汽轮机内部产生摩擦）。 191 有一测温仪表，精确度等级为0.5级，测量范围为400-600℃，该表的允许误差是（±1℃）。 192 汽轮机调速系统的任务：一是（及时调节汽轮机功率，以满足用户耗电量的需要）；二是（保持汽轮机的转速在额定转速的范围内，从而使发电机转速维持在3000rpm/min）。 193 DEH装置具有的基本功能有：一是（转速和功率控制）、二是（阀门试验和阀门管理）、三是（运行参数监视）、四是超速保护、五是（手动控制）。 194 在机组冷态启动过程中，当高加随机启动时，发现高压胀差增长较快，你的处理应是（适当关小一次抽汽门，提高高压外缸的温度）。 195 运行中发现汽轮机油系统压力降低，油量减少、主油泵声音不正常，则可断定是发生了（主油泵事故），处理是（立即启动辅助油泵，申请停机）。 196 危急保安器充油试验的目的是保证超速保安器飞锤动作的（可靠性和正确性）。 197 运行中发现循环水泵电流降低且摆动，这是由于（循环水入口过滤网被堵或入口水位过低）。 198 300MW机组汽轮机启动中，当转速接近（2800 r/min）左右时，应注意调速系统动作是否正常。 199 某值班员在运行中发现密封油泵出口油压升高、密封瓦入口油压降低，判断是发生了（滤油网堵塞、管路堵塞或差压阀失灵）。 200 汽轮机启动前要先启动润滑油泵，运行一段时间后再启动高压调速油泵，这样做的主要目的是（排除调速系统积存的空气）。 201 对中间再热机组各级回热分配，一般是增大高压缸排汽的抽汽，降低再热后第一级抽汽的压力，这样做的目的是（减少给水回热加热过程中不可逆损失）。 202 机组带部分负荷运行,为提高经济性,要求（部分）进汽,即（顺序阀）控制方式。 203 （热效率）是热力循环热经济性评价的主要指标。 204 流体在管道中的压力损失分（沿程压力损失）、（局部压力损失）。 205 汽轮机在开停机过程中的三大热效应为热（应力）、热（膨胀）和热（变形）。 206 凝结器中水蒸汽向铜管外壁放热是有相变的（对流换热），铜管外壁传热是通过（导热）进行,内壁是通过（对流换热）向循环水传递热量。 207 朗肯循环的工作过程是：工质在锅炉中被（定压加热）汽化和（过热）的过程；过热的蒸汽在汽轮机中（等熵膨胀作功）；作完功的乏汽排入凝汽器中（定压凝结）放热，凝结水在给水泵中绝热（压缩）。 208 纯凝汽式发电厂的总效率为锅炉效率、管道效率、（汽轮机相对内效率）、（循环热效率）、机械效率、（发电机效率）等项局部效率的乘积。 209 在能量转换过程中，造成能量损失的真正原因是传热过程中（有温差传热）带来的不可逆损失。 210 汽轮机机械效率是汽轮机输给发电机的（轴端）功率与汽轮机（内）功率之比。 211 其它条件不变，提高朗肯循环的初温，则平均吸热温度（提高），循环效率（提高）。 212 所谓配合参数，就是保证汽轮机（排汽湿度）不超过最大允许值所对应的蒸汽的（初温度）和（初压力）。 213 提高蒸汽初温度受（动力设备材料强度）的限制，提高蒸汽初压力受（汽轮机末级叶片最大允许湿度）的限制。 214 计算表明，中间再热对循环热效率的相对提高并不大，但对（汽轮机相对内效率）效率的提高却很显著。 215 蒸汽中间再热使每公斤蒸汽的作功能力（增大），机组功率一定时，新蒸汽流量（减少），同时再热后回热抽汽的（温度）和（焓值）提高，在给水温度一定时，二者均使回热抽汽量（减少），冷源损失（增大）。 216 再热式汽轮机中低压级膨胀过程移向h-s图的（右上方），再热后各级抽汽的（焓）和（过热度）增大，使加热器的（传热温差）增大，（不可逆热交换）损失增加。 217 再热机组旁路系统实际上是再热单元机组在机组（启）、（停）或（事故）情况下的一种（调节）和（保护）系统。 218 为了保证安全经济运行，必须把锅炉给水的含氧量控制在允许范围内，锅炉给水含氧量应（<7）μg/l 。 219 采用滑压运行除氧器应注意解决在汽轮机负荷突然增加时引起的（给水中含氧量增加）问题；在汽机负荷突然减少时引起的（给水泵入口汽化）问题。 220 给水回热后，一方面用汽轮机抽汽所具有的热量来提高（给水温度），另一方面减少了蒸汽在（凝汽器）中的热损失。 221 当给水被加热至同一温度时，回热加热的级数（越多），则循环效率的（提高越多）。这是因为抽汽段数（增多）时，能更充分地利用（压力）较低的抽汽而增大了抽汽的作功。 222 疏水自流的连接系统，其优点是系统简单、运行可靠，但热经济性差。其原因是（由于高）一级压力加热器的疏水流入（较低）一级加热器中要（放出）热量，从而排挤了一部分（较低）压力的回热抽汽量。 223 疏水装置的作用是可靠地将（加热器）中的凝结水及时排出，同时又不让（蒸汽）随疏水一起流出，以维持（加热器）汽侧压力和凝结水水位。 224 为了避免高速给水泵的汽化，最常用的有效措施是在（给水泵）之前另设置（低转速前置泵）。 225 给水泵出口逆止门的作用是（当给水泵停运时，防止压力水倒流入给水泵，使水泵倒转并冲击低压管道及除氧器。）。 226 阀门按用途可分为以下几类：（关断）阀门、（调节）阀门、（保护）阀门。 227 调节阀门主要有（调节工质流量）和（压力）的作用。 228 保护阀门主要有（逆止阀），（安全阀）及（快速关断）阀门等。 229 凝汽器冷却倍率可表示为（冷却水量）与（凝汽量）的比值，并与地区、季节、供水系统、凝汽器结构等因素有关。 230 汽轮机在做真空严密性试验时,真空下降速率（<=0.13kpa/min）为优, （<=0.27 kpa/min）为良,（<=0.4kpa/min）为合格. 231 汽轮机危急保安器充油试验动作转速应略低于（额定转速），危急保安器复位转速应略高于（额定转速）。 232 在稳定状态下，汽轮机空载与满载的（转速）之差与（额定转速）之比称为汽轮机调节系统的速度变动率。 233 大功率汽轮机均装有危急保安器充油试验装置，该试验可在（空负荷）和（带负荷）时进行。 234 造成汽轮机大轴弯曲的因素主要有两大类：（动静摩擦）、（汽缸进冷汽冷水）。 235 汽轮机调节系统中传动放大机构的输入是调速器送来的（位移）、（油压）或（油压变化）信号。 236 汽轮机的负荷摆动值与调速系统的迟缓率成（正比），与调速系统的速度变动率成（反比）。 237 汽机的低油压保护应在（盘车）前投入。 238 汽轮机油系统着火蔓延至主油箱着火时，应立即（破坏真空），紧急停机，并开启（事故放油门），控制（放油速度），使汽轮机静止后（油箱放完），以免汽轮机（轴瓦磨损）。 239 在（机组新安装和大修后）、（调速保安系统解体检修后）、（甩负荷试验前）、（停机一个月后再启动）情况下，应采用提升转速的方法做危急保安器超速脱扣试验。 240 汽轮机正常停机或减负荷时，转子表面受（热拉）应力，由于工作应力的叠加，使转子表面的合成拉应力（增大）。 241 汽轮机低油压联动，润滑油压低至0.075mpa时，联动（交流润滑油泵），润滑油压低至0.07mpa时，联动（直流润滑油泵），保护电磁阀动作，关闭（高中压主汽门）及（调速汽门）；润滑油压低至0.03mpa时，（盘车）自动停止。 242 水蒸气凝结放热时，其（温度）保持不变，放热是通过蒸汽的凝结放出的（汽化潜热）而传递热量的。 243 火力发电厂常见的热力循环有：（朗肯循环）、（中间再热循环）、（回热循环）。 244 汽轮机冲转前,连续盘车运行应在（4）小时以上,特殊情况不少于（2）小时 ,热态启动不少于（4）小时.若盘车中断应重新记时. 245 在滑参数停机过程中，降温，降压应交替进行，且应先（降温）后（降压）。 246 主汽门、调速汽门严密性试验时，试验汽压不低于额定汽压的（50%） 247 高压加热器运行中水位升高，则端差（增大）。 248 机组甩负荷时，转子表面产生的热应力为（拉）应力。 249 新蒸汽温度不变而压力升高时，机组末几级的蒸汽湿度（增加） 250 汽轮机调速系统的执行机构为（油动机） 251 蒸汽在汽轮机内的膨胀过程可以看作是（绝热）过程。 252 加热器的传热端差是加热蒸汽压力下的饱和温度与加热器给水（出口）温度之差。 253 汽轮机正常停运方式包括（复合变压停机）、（滑参数停机），如机组进行大、小修则一般采用（滑参数停机） 254 DEH基本控制有转速、（功率）、（调节级压力）三个回路. 255 在大容量中间再热式汽轮机组的旁路系统中，当机组启、停或发生事故时，减温减压器可起（调节）和（保护）作用。 256 具有顶轴油泵的汽轮机，启动盘车前必须（启动顶轴油泵），并确定（顶轴油压正常后）可启动盘车。 257 汽轮机正常运行中，转子以（推力盘）为死点，沿轴向（膨胀或收缩） 258 汽轮机热态启动中，若冲转时的蒸汽温度低于金属温度，蒸汽对（转子和汽缸）等部件起冷却作用，相对膨胀将出现（负胀差）。 259 汽轮机的功率调节是通过改变（调节阀开度），从而改变汽轮机的（进汽量）来实现的。 260 汽轮机的寿命是指从（初次）投入运行至转子出现第一道（宏观裂纹）期间的总工作时间。 261 滑压运行除氧器当负荷突增时，除氧器的含氧量（增大）。 262 汽轮机进汽调节方式有（节流）调节、（喷嘴）调节。 263 汽轮机金属部件的最大允许温差由机组结构、汽缸转子的（热应力）、（热变形）以及转子与汽缸的（胀差）等因素来确定。 264 汽缸加热装置是用来加热（汽缸）和（法兰和螺栓）以保证汽机安全启动， 265 轴承油压保护是防止（润滑）油压过（低）的保护装置。 266 在汽轮机启动时，双层汽缸中的蒸汽被用来加热（汽缸），以减小（汽缸）、（法兰）、（螺栓）的温差，改善汽轮机的（启动性能）。 267 给水泵的特性曲线必须（平坦），以便在锅炉负荷变化时，它的流量变化引起的出口压力波动（越小）。 268 一般当汽轮机转速升高到额定转速的1.10-1.12倍时，（危急保安器）动作，切断汽机（供汽），使汽轮机（停止运转）。 269 300MW汽轮机闭式水箱（内冷水）可以用（除盐水）、（凝结水）补水。 270 电动给水泵工作冷油器进油温高于（130℃），出油温度高于（80℃）将联跳电泵。 271 盘车投入允许条件是零转速、（顶轴油压）、盘车啮合、(润滑油压正常) 。 272 油氢压差低于（35KPa）时，空侧直流油泵自启动。 273 投高加时，单台高加温升率不应大于（1.5-2℃/min）。 274 内冷水进水温度高报警值为（48-50） ℃、低报警值为（40-42）℃；内冷水回水温度高报警值是（85）℃，达到（85）℃时应立即停机。 275 机组运行过程中，当主再热汽温在10分钟内下降（50℃）℃时应立即停机。 276 主再热汽温下降至520℃时机组带额定负荷；若继续下降应（滑压运行降负荷）。 277 汽轮机热态启动时一般出现负差胀，主要原因是（冲转时蒸汽温度偏低）。 278 汽轮机冷态启动和增负荷过程中，转子膨胀（大于）汽缸膨胀，相对膨胀差出现（正胀差）。 279 高加出水电动门联锁关闭的条件是（高加解列）同时（高加进水液控阀关闭）、允许关闭的条件是（高加进水液控阀关闭）。 280 一般情况下汽轮机的变压运行不但提高了汽轮机运行的（经济性），而且（减小）了金属部件内部的温差。 281 汽轮机启动过程中要通过暖机等措施尽快把温度提高到脆性转变温度以上，以增加转子承受较大的（离心）力和（热应力）的能力。 282 发现汽轮机组某一轴瓦回油温度升高应参照其它各瓦（回油温度），冷油器（出口油温），轴瓦（油膜压力）用本瓦的（钨金温度）进行分析。 283 汽轮机缸内声音（突变），主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道有明显的（水击声和金属噪声），应判断为汽轮机发生水冲击，必须破坏真空紧急停机。 284 汽轮机启、停或正常运行中发生（强烈振动），或汽轮机内部有明显的（金属摩擦声），必须破坏真空紧急停机。 285 汽轮机轴封的作用是防止高压蒸汽（漏出），防止真空区漏入（空气）。 286 如果物体的热变形受到约束，则在物体内就会产生应力，这种应力称为（热应力）。 287 热力学第一定律的实质是（能量守恒与转换)定律在热力学上的一种特定应用形式。它说明了热能与机械能相互转换的可能性及数值关系。 288 凝汽器运行状况主要表现在以下三个方面：能否达到最(有利真空)；能否保证凝结水的(品质合格)；凝结水的(过冷度)能够保持最低。 289 汽轮机真空下降排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起(中心变化)，产生振动。 290 在管道内流动的液体有两种流动状态，即(层流)和(紊流)。 291 凝汽设备的任务主要有两个，在汽轮机的排气口(建立并保持真空)；把在汽轮机中做完功的排汽凝结成水，并除去(凝结水中的氧气和其他不凝结的气体)，回收工质。 292 水泵汽化的原因在于进口水压(过低)或(水温过高)，入口管阀门故障或堵塞使供水不足，水泵负荷太低或启动时迟迟不开再循环门，入口管路或阀门盘根漏入空气等。 293 汽轮机喷嘴的作用是把蒸汽的热能转变成（动能），也就是使蒸汽膨胀降压，增加（流速），按一定的方向喷射出来推动动叶片而作功。 294 凝汽器冷却水管一般清洗方法有(反冲洗)、机械清洗法、干洗、高压冲洗以及(胶球清洗法)。 295 凝汽器铜管胀口轻微泄露，凝结水硬度增大，可在循环水进口侧或在胶球清洗泵加球室加(锯末)，使(锯末)吸服在铜管胀口处，从而堵住胀口泄漏点。 296 汽轮机紧急停机和故障停机的最大区别是机组打闸之后紧急停机要（立即破坏真空），而故障停机不要。 297 凝汽器冷却水管的腐蚀有(化学腐蚀)、电腐蚀、（机械腐蚀）等等。 298 必须在（盘车）停止运行，且发电机内置换为(空气)后，才能停止密封油系统运行。 299 轴封供汽带水在机组运行中有可能使轴端汽封(损坏)，重者将使机组发生( 水冲击)，危害机组安全运行。 300 汽轮机备用冷油器投入运行之前，应确认已经（充满油），（放油门）、至（油箱放空气门）均应关闭。 301 汽耗特性是指汽轮发电机组汽耗量与(电负荷)之间的关系，汽轮发电机组的汽耗特性可以通过汽轮机变工况计算或在机组热力试验的基础上求得。凝汽式汽轮机组的汽耗特性随其调节方式不同而异。 302 影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有(汽压)，（汽温），真空度，（给水温度），汽耗率，循环水泵耗电率，高压加热投入率，凝汽器（端差），凝结水（过冷度），汽轮机热效率等。 303 当发生厂用电失去，机组故障停机，当排汽温度小于（50℃）时，方可投入凝汽器冷却水，若排汽温度超过（50℃），需经领导同意，方可投入凝汽器冷却水（凝汽器投入冷却水后，方可开启本体及管道疏水）。 304 除氧器滑压运行，当机组负荷突然降低，将引起除氧给水的含氧量（减少）。 305 凝汽器内真空的形成和维持必须具备三个条件凝汽器铜管必须通过（一定水量）；凝结水泵必须不断地把（凝结水抽走），避免水位（升高），影响蒸汽的凝结；抽气器必须不断地把漏入的空气和排汽中的其他气体抽走。 306 安全阀是一种保证（设备安全）的阀门。 307 汽轮机喷嘴损失和动叶损失是由于蒸汽流过喷嘴和动叶时汽流之间的（相互摩擦）及汽流与叶片表面之间的（摩擦）所形成的。 308 汽轮机在停用时，随着负荷、转速的降低，转子冷却比汽缸快，所以胀差一般向（负方向）发展。 309 备用给水泵发生倒转时应关闭（出口门）并确认（油泵）在运行。 310 汽轮机超速试验应连续做两次，两次的转速差小于（ 18 ）r/min。 311 汽轮机发生水冲击时，导致轴向推力急剧增大的原因是蒸汽中携带的大量水分在叶片汽道形成（水塞）。 312 为了防止汽轮机通流部分在运行中发生摩擦，在机组启停和变工况运行时应严格控制（胀差）。 313 在升速过程中，通过临界转速时瓦振不大于（0.1mm），轴振不大于 (0.26mm) ，否则应立即打闸停机。 314 小机盘车期间应保证(给水泵再循环阀)在全开位置，防止给水泵发生（汽化）现象。 315 汽轮机从打闸停止进汽开始至转子静止，这段时间称（惰走）时间。 316 汽轮机盘车装置的作用是：在汽轮机启动时，减少冲动转子的扭矩，在汽轮机停机时，使转子不停的转动，清除转子上的（残余应力），以防止转子发生弯曲。 317 汽机主要保护动作不正常时（禁止）汽轮机投入运行。 318 汽轮机的胀差是指（转子的膨胀值）与（汽缸的膨胀值）的差值。 319 给水泵设置最小流量再循环的作用是保证给水泵有（一定的工作流量），以免在机组启停和低负荷时发生（汽蚀）。 320 水环式真空泵中水的作用是可以使气体膨胀和压缩、还有（密封）和（冷却）。 321 凝汽器半侧停止后，该侧凝汽器内蒸汽未能及时被冷却，故抽汽器抽出的不是空气和空气的混合物，而是(未凝结的蒸汽)，从而影响了抽汽的效率，使凝汽器真空下降，所以在凝汽器半侧清扫时，应（关闭）汽侧空气门。 322 任何情况下,只要转速n>103‰立即关闭（高压调门）和（中压调门）。 323 冷油器铜管漏泄时，其出口冷却水中有油花，主油箱油位（下降），严重时润滑油压（下降），发现冷油器漏油应（切换隔离）漏油冷油器进行处理。 324 加热器运行要监视进、出加热器的（水温）；加热器蒸汽的压力，温度及被加热水的流量；加热器疏水（水位的高度）；加热器的（端差）。 325 高压加热器自动旁路保护装置的作用是要求保护（动作准确可靠）；保护必须随同高压加热器一同（投入运行）保护故障禁止启动高压加热器。 326 汽轮机采用变压运行汽压降低，汽温不变时，汽轮机各级容积流量，流速近似(不变)，能在低负荷时保持汽轮机内效率（不下降）。 327 机组旁路系统作用是加快（启动速度），改善（启动条件），延长汽轮机寿命；保护再热器，（回收工质），降低噪音，使锅炉具备独立运行的条件，避免或减少安全门起座次数。 328 在机组启停过程中，汽缸的绝对膨胀值突变时，说明(滑销系统卡涩)。 329 汽轮机运行中各监视段的压力均与主蒸汽流量成（正比例）变化，监视这些压力，可以监督通流部分是否正常及通流部分的（结盐垢）情况，同时可分析各表计、各调速汽门开关是否正常。 330 高压汽轮机在（冲转后及并网后的加负荷）过程中，金属加热比较剧烈，特别是在低负荷阶段更是如此。 331 凝结水过冷却，使凝结水易吸收（空气），结果使凝结水的(含氧量)增加，加快设备管道系统的(锈蚀)，降低了设备使用的安全性和可靠性。 332 高加运行中，由于水侧压力（高于）汽侧压力，为保证汽轮机组安全运行，在高加水侧设有（自动旁路保护装置）。 333 离心水泵有两种调节方式，一是改变管道阻力特性，最常用的方法是（节流法），二是改变泵特性：改变水泵（转速）。 334 滑参数停机的主要目的是加速汽轮机（各金属部件冷却）利于提前检修。 335 汽轮机保护动作跳闸时，联动关闭各级抽汽截止阀和（逆止阀）。 336 调速系统不稳定，不能维持空负荷运行时，（禁止）进行汽轮超速试验。 337 上下汽缸温差过大，说明转子上下部分存在（温差），引起转子热弯曲。通常是上缸温度（高于）下缸，因而上缸变形（大于）下缸，使汽缸（向上）拱起，汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成（动静摩擦），损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的平面的现象，使（轴向间隙）变化，甚至引起（轴向动静摩擦）。 338 汽温汽压下降，通流部分过负荷及回热加热器（停用），则会使汽轮机轴向位移（增大）。 339 当发现真空下降，应立即对照各(真空表)及（排汽温度表），确认真空下降后，根据下降速度采取措施。 340 表面式加热器按其安装方式可分为（立）式和（卧）式两种。 341 单位（重量）液体通过水泵后所获得的（能量）称为扬程。 342 离心泵的基本特性曲线有（流量--扬程）曲线、（流量--功率）曲线、（流量--效率）曲线。 343 汽轮机油箱装设排油烟机的作用是排除油箱中的(气体)和（水蒸汽），这样一方面使（水蒸汽）不在油箱中凝结；另一方面使油箱中压力不（高于）大气压力，使轴承回油顺利地流入油箱。 344 凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被（冷却成凝结水），其比容急剧（缩小），使凝汽器内形成高度真空。 345 轴封加热器的作用是加热凝结水，回收（轴封漏汽），从而减少（轴封漏汽）及热量损失。 346 EH油系统中有（四个）自动停机遮断电磁阀20/AST；其布置方式是（串并联）布置。 347 在汽轮机中根据汽封所处的位置可分为（轴端）汽封、（隔板）汽封和围带汽封。 348 汽轮机油中带水的危害有（缩短油的使用寿命），（加剧油系统金属的腐蚀）和促进油的（乳化）。 349 发现运行汽轮机胀差变化大，应首先检查（主蒸汽参数），并检查汽缸膨胀和滑销系统，综合分析，采取措施。 350 自动调节系统的测量单元通常由（传感器）和（变送器）两个环节构成 351 汽轮机长期运行，在通流部分会发生积盐，最容易发生积盐的部位是（高压调节级）。 352 闪点是指汽轮机油加热到一定温度时部分油变为(气体)，用火一点就能燃烧，这个温度叫做闪点，又称引火点，汽轮机的温度很高，因此闪点不能太低，良好的汽轮机油闪点应不低于180℃。油质劣化时，闪点会（下降）。 353 润滑油系统必须保持一定的油压，若油压过低，将导致润滑油膜（破坏），不但损坏轴承还能造成动静之间摩擦恶性事故，因此，为保证汽轮机的安全运行必须装设（低油压）保护装置。 354 汽轮机停机后，盘车未能及时投入，或盘车连续运行中途停止时，应查明原因，修复后先盘（180°）直轴后，再投入（连续盘车）。 355 汽轮机大修后，甩负荷试验前必须进行（高中压主汽门和调速汽门）严密性试验并符合技术要求 356 高、中压缸同时启动时蒸汽同时进入高中压缸冲动转子，这种方法可使高、中压缸的级组分缸处加热均匀，减少（热应力），并能缩短（启动时间）。缺点是汽缸转子膨胀情况较复杂，胀差较难控制。 357 ＥＨ油再生装置、ＥＨ油再生装置由纤维过滤器和硅藻土过滤器两部分组成，作用去除ＥＨ油中（杂质），及去除ＥＨ油中（水分和酸性物质），使ＥＨ油保持中性 358 高压加热器自动旁路保护装置的作用是当高压加热器发生严重泄漏时,高压加热器疏水水位升高到规定值时,保护装置（切断进入高压加热器的给水）,同时打开（旁路）,使给水通过（旁路）送到锅炉,防止汽轮机发生水冲击事故。 359 汽轮机轴瓦损坏的主要原因是（轴承断油）；机组强烈振动；轴瓦制造不良；（油温过高）；（油质恶化）。 360 为防止汽轮机大轴弯曲热态启动中要严格控制（进汽温度）和轴封（供汽温度）； 361 运行中，如备用油泵联动，不得随意停止联动泵，应（查清原因）并在联锁投入状态下停泵。 362 泵进口处液体所具有的能量与液体发生汽蚀时具有的能量之差值称为（汽蚀余量）。 363 单位数量的物质温度升高或降低（1℃）所吸收或放出的热量称为该物质的比热。 364 朗肯循环的主要设备是蒸汽锅炉、（汽轮机）、（凝汽器）、给水泵四个部分 365 离心泵工作时，叶轮两侧承受的压力不对称，所以会产生叶轮（出口侧）往（进口侧）方向的轴向推力 366 把汽轮机中（作过功的蒸汽）抽出，送入加热器中加热（給水），这种循环叫给水回热循环。 367 热力学第二定律说明了能量（传递）和（转化）的方向、条件和程度 368 再热循环就是把汽轮机高压缸内已经作过部分功的蒸汽引入到锅炉的再热器，重新加热，使蒸汽温度又提高到（初）温度，然后再回到（汽轮机）内继续做功，最后的乏汽排入凝汽器的一种循环。 369 朗肯循环效率取决于过热蒸汽的（压力）、(温度）和排气压力。 370 卡诺循环是由两个可逆的（定温）程和两个可逆的（绝热）过程组成。 371 流体有层流和紊流，发电厂的汽、水、风、烟等各种流动管道系统中的流动，绝大多数属于（紊流）运动。 372 在有压管道中，由于某一管道部分工作状态突然改变，使液体的流速发生（急剧变化），从而引起液体压强的骤然（大幅度波动），这种现象称为水锤现象。 373 水泵的允许吸上真空度是指泵入口处的真空（允许数值）。因为泵入口的真空过高时，也就是绝对压力过低时，泵入口的液体就会汽化产生汽蚀。汽蚀对泵的危害很大，应力求避免。 374 高、低压加热器水位过高：会淹没铜管，影响（传热效果），严重时会造成（汽轮机进水）。水位过低：将部分蒸汽不凝结就会经疏水管进入下一级加热器（降低了）加热器效率。 375 高压加热器的运行中应经常检查疏水调节门动作应（灵活）,（水位正常）。各汽、水管路应无漏水、无振动。 376 当凝汽器的真空提高时，汽轮机的可用热焓将受到汽轮机末级叶片蒸汽膨胀能力的限制。当蒸汽在末级叶片中膨胀达到（最大值）时，与之相对应的真空称为极限真空。 377 热冲击是指蒸汽与汽缸转子等金属部件之间，在短时间内有大量的热交换，金属部件内（温差）直线上升，热应力（增大），甚至超过材料的屈服极限，严重时，造成部件损坏。 378 当汽轮发电机组达到某一转速时，机组发生剧烈振动，当转速离开这一转数值时振动迅速减弱以致恢复正常，这一使汽轮发电机组产生剧烈振动的转速，称为汽轮发电机转子的(临界转速)。 379 火力发电厂的汽水损失分（内部损失）和（外部损失）。 380 电磁阀属于（快速）动作阀。 381 汽机旁路系统中低压减温水采用（凝结水）。 382 汽轮机高压交流油泵的出口压力应稍(小于)主油泵出口油压。 383 当水泵的转速增大时，水泵的流量和扬程将（增大）。 384 给水泵装置在除氧器下部的目的是为了防止（汽蚀） 385 在启动发电机定冷水系统前，应对定子水箱进行冲洗，直至（水质合格），方可启动水泵向系统通水。 386 泵的(qv-H特性曲线)与管道阻力特性曲线的（相交点）就是泵的工作点 387 蒸汽温度太低，会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度（增加），严重时会发生（水冲击）。 388 当高加故障时给水温度（降低）将引起主蒸汽温度（上升）。 389 液力联轴器是靠（泵轮）与（涡轮）的叶轮腔室内工作油量的多少来调节转速的。 390 当蒸汽温度与低于蒸汽压力下的饱和温度的金属表面接触时，蒸汽放出（汽化潜热），凝结成（液体），这种蒸汽与金属之间的换热现象叫凝结换热。 391 热疲劳是指部件在交变热应力的（反复作用）下最终产生裂纹或破坏的现象。 392 当汽轮发电机转速高于两倍转子第一临界转速时发生的轴瓦(自激)振动，通常称为油膜振荡。 393 汽轮机单阀控制，所有高压调门开启方式相同，各阀开度（一样），特点是（节流调节）、（全周进汽）。 394 凝汽器真空下降的主要象征为：排汽温度(升高)，端差(增大)，调节器门不变时，汽机负荷(下降)。 395 氢气的优点是氢气的（密度小），风扇作功所消耗的能量小。氢气的导热系数（大），能有效地将热量传给冷却器。比较易制造。 396 润滑油对轴承起（润滑）、（冷却）、清洗作用。 397 滑参数启动是指汽轮机的暖管、（暖机）、（升速）和带负荷是在蒸汽参数逐渐变动的情况下进行的。 398 绝对压力小于当地大气压力的部分数值称为（真空）。 399 汽化潜热是指饱和水在定压下加热变成饱和蒸汽所需要的（热量）。 400 层流是指液体流动过程中，各质点的流线互不混杂，互不（干扰）的流动状态。 401 流体的粘滞性是指流体运动时，在流体的层间产生内（摩擦力）的一种性质 402 单元机组按运行方式可分为(炉跟机)、(机跟炉)、(协调)三种方式 403 除氧器为（混合式）加热器，单元制发电机组除氧器一般通常采用(滑压运行)。 404 凝汽器最佳真空(低于)极限真空。 405 润滑油温过低，油的粘度（增大）会使油膜（过厚），不但承载能力（下降），而且工作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度（过低），以至（难以建立油膜），失去润滑作用。 406 汽轮机振动方向分（垂直）、（横向）和（轴向）三种。造成振动的原因是多方面的，但在运行中集中反映的是轴的中心不正或不平衡、油膜不正常，使汽轮机在运行中产生振动，故大多数是（垂直）振动较大，但在实际测量中，有时（横向）振动也较大。 407 轴封间隙过大，使（轴封漏汽量）增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中，使（油中带水），严重时造成（油质乳化），危及机组安全运行。 408 采用喷嘴调节的多级汽轮机，其第一级进汽面积随（负荷）变化而变化，因此通常称第一级为（调节级）。 409 汽轮机超速试验时，为了防止发生水冲击事故，必须加强对（汽压）、（汽温）的监视。 410 为确保汽轮机的自动保护装置在运行中动作正确可靠，机组在启动前应进行（模拟）试验。 411 热量是指依靠（温差）而传递的能量。 412 汽轮机组停机后造成汽轮机进冷汽、冷水的原因主要有主、再热蒸汽系统；（抽汽系统）、（轴封系统）；（凝汽器）；汽轮机本身的（疏水系统）。 413 汽轮机为防止油中进水，除了在运行中冷油器水侧压力应低于油侧压力外，还应精心调整（轴封）进汽量，防止油中进水 414 热工测量仪表与设备测点连接时，从设备测点引出管上接出的第一道隔离阀门称为仪表（一次）门。查看更多 0个回答 . 5人已关注

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DPDT信号是无源干接点信号吗? 1PDT和 DPDT信号是无源干接点信号吗？查看更多 11个回答 . 2人已关注

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求甲醇耗水数据！！！？ 求从合成气到合成甲醇这一段流程的吨甲醇耗水和耗蒸汽数据！！恳求！！！ [ ]查看更多 3个回答 . 3人已关注

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