- •1.Насосы, применяемые на магистральных нефтепроводах.
- •2.Исходные данные для технологического расчета нефтепроводов.
- •3.Основные расчетные формулы для определения потери напора.
- •4.Гидравлический уклон.
- •5.Перевальная точка и расчетная длина нефтепровода.
- •6.Уравнение баланса напоров.
- •7.Размещение лупингов и пс по трассе нефтепровода.
- •8.Режим работы нефтепровода при сбросах.
- •9.Режим работы нефтепровода при подкачках.
- •10.Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов.
- •11.Основные физические свойства газов.
- •12.Влияние изменения температуры газа на производительность газопровода. Необходимость охлаждения газа на кс.
- •13.Коэффициент эффективности газопроводов.
- •14.Типы центробежных нагнетателей и их характеристики.
- •15.Гидраты и борьба с ними.
- •16.Особенности технологии последовательной перекачки нефти и нефтепродуктов.
- •17.Мероприятия по уменьшению смесеобразования при последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •18.Характеристика горячего трубопровода.
- •19.Способы перекачки высоковязких нефтей.
- •2. Технико-экономическое обоснование строительства нефтебаз. Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •Технико-экономические показатели нефтебаз:
- •Грузооборот (тыс.Т/год) и объём реализации нефтепродуктов:
- •Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •3.Железнодорожные перевозки нефтепродуктов. Типы и устройство железнодорожных эстакад. Устройство для сливоналивных операций.
- •Устройства для сливоналивных операций
- •11. Классификация нефтебаз проводимых технологических операций. Состав сооружений и объектов нефтебаз.
- •Операции, проводимые на нефтебазах
- •Состав сооружений и объектов нефтебаз
- •12.Товарные нефтепродукты и основы их использования. Основные показатели качества топлив (см.1). Номенклатура масел, смазок, область их применения (см.1).
- •Классификация нефтяных топлив (класс f)
- •Классификация нефтепродуктов
- •13.Требования, предъявляемые к площадкам нефтебаз. Этапы разработки проекта нефтебазы.
- •Этапы разработки проекта нефтебазы
- •14.Принцип составления генерального плана нефтебаз. Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •Обоснование выбора типов и количества резервуаров.
- •15.Типы нефтеналивных судов, их технико-экономические показатели. Технологические схемы слива и налива нефтеналивных судов.
- •Технико-экономические показатели
- •Погрузка и выгрузка танкера:
- •16.Классификация резервуаров, их назначение. Требования, предъявляемые к конструкциям. Оборудование резервуаров для светлых и тёмных нефтепродуктов.
- •Оборудование резервуаров
- •17.Способы учёта нефтепродуктов. Калибровка резервуаров. Автоматизированные системы учёта.
- •Калибровка резервуаров
- •Приборы количественного учёта нефтепродуктов
- •18.Насосные станции нефтебаз. Типы насосов и двигателей, применяемых на нефтебазах. Основные требования по подбору насосов.
- •19.Потери нефти и нефтепродуктов. Источники потерь. Потери от малых и больших «дыханий».
- •Потери при опорожнении и заполнении резервуаров, т.Е. Потери от «больших дыханий»
- •Потери от «малых дыханий»
- •20. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов. Методы сокращения потерь. Газоуравнительные системы нефтебаз.
- •Методы сокращения потерь
- •1)Физические свойства нефти и светлых нефтепродуктов: плотность и ее зависимость от температуры и давления. Формулы для расчетов.
- •2) Вязкость жидкостей. Коэффициенты динамической и кинематической вязкости, единицы измерения и их размерность. Понятия о вязко-пластичных жидкостях.
- •3) Деформация трубопровода под действием избыточного давления и температуры. Расчет изменения поперечного сечения и объема трубопровода.
- •4) Нпс. Назначение и классификация нпс. Основные объекты нпс и их назначение.
- •5) Насосные агрегаты, применяемые на нпс магистральных трубопроводов. Основные и подпорные насосы магистральных трубопроводов. Конструкция основных разновидностей насосов. Характеристика насоса.
- •6) Схемы включения насосов на нпс. Принцип получения основной характеристики насосов при различных схемах включения.
- •8) Средства контроля и защиты насосного агрегата. Назначение и составные элементы.
- •9) Резервуарные парки нпс. Назначение и рекомендуемые объемы резервуаров нпс. Конструкции резервуаров и их оснастка.
- •10) Очистка резервуаров от осадков. Оснастка резервуаров системами удаления осадков. Система слива подтоварной воды.
- •11) Учет нефти и нефтепродуктов. Методы и средства измерения количества нефти и нефтепродуктов на нпс. Погрешности измерений.
- •12) Компрессорные станции. Классификация и назначение кс. Основные показатели работы кс.
- •13) Генеральный план кс. Принципы проектирования кс. Основное и вспомогательное оборудование кс.
- •14) Компрессорные станции с поршневыми и центробежными нагнетателями газа. Основные технические параметры поршневых и центробежных нагнетателей газа.
- •15) Компрессорные цеха. Принципы компоновки компрессорных цехов с использованием различного типа нагнетателей газа и их привода.
- •16) Система маслоснабжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов. Состав и назначение основных элементов.
- •17) Измерение расхода природного газа. Автоматические расходоизмерительные комплексы на однониточных и многониточных пунктах учета.
- •1.Типы газохранилищ
- •2.Технические характеристики резервуаров.
- •3.Основные сведения о газораспределительных системах и способах хранения газа.
- •4.Газораспределительные станции. Классификация и структура грс.
- •6.(8). Подземные хранилища газа.
- •16.Транспорт сжиженных ув газов.
- •14) Неравномерность газораспределения и методы ее компенсации.
- •13) Хранение и распределение газа.
- •15) Хранение газа в газгольдерах.
- •12) Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов.
- •11) Газораспределительные сети.
- •5. Хранилища природного газа и газозаправочные станции. Методы компенсации сезонных, суточных и часовых колебаний потребления газа.
- •2.Преимущества и недостатки трубопроводного транспорта
- •3.Составные части системы нефтепроводов
- •4.Составные части системы газопроводов
- •5.Составные части систем продуктопрводов.
- •6.Насосные станции
- •7. Газокомпрессорные станции
- •8.Газораспределительные станции
- •10. Подземные газонефтехранилища
- •11.Подводные и морские трубопроводы
Калибровка резервуаров
Для быстрого и оперативного определения объёма нефтепродуктов в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объёмов по высоте (обычно через 1 см).
Способы составления калибровочных таблиц ёмкостей:
С помощью мерного резервуара, из которого перекачивают определённый (замеренный) объём воды, одновременно измеряя изменение высоты уровня в калибруемой ёмкости;
При заполнении резервуара водой, закачиваемой насосом через объёмный расходомер с известной шкалой погрешности;
Путём непосредственного обмера резервуаров (применяют для резервуаров правильной геометрической формы: цилиндрические, шаровые, конические ёмкости).
Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путём измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D. Высоту h каждого пояса резервуара и толщину δ листов поясов измеряют с внутренней стороны не менее чем в трёх точках по окружности резервуара, принимая в расчётах среднеарифметические их значения. Внутренние диаметры поясов находят по наружному диаметру второго пояса: D2н=S2/π, где S2 – измеренный периметр окружности второго пояса.
При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать строгую горизонтальность оси резервуара.
При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объёмы, занимаемые в ёмкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными и др. устройствами.
Приборы количественного учёта нефтепродуктов
Применение мерной стальной ленты с миллиметровыми делениями, к концу которой подвешен тяжёлый лот (наиболее старый и простой способ измерения уровня в резервуарах большой ёмкости).
В ж/д цистернах, горизонтальных резервуарах и в других ёмкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи метрштоков – тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мм, длиной 3-3,5 м складной и телескопической конструкции. Наиболее совершенными являются поплавковые измерители уровня типа УДУ, позволяющие автоматизировать операцию измерения уровня и показания передавать на различные расстояния.
Средняя проба – для определения средней плотности и проверки установленных стандартом качественных показателей нефтепродукта в резервуаре. Отбор средней пробы производится послойно при помощи стандартного пробоотборника или стационарным пробоотборником типа ПСР для вертикальных цилиндрических резервуаров, позволяющим отобрать пробу в равных пропорциях по всей высоте.
Счётчики – наиболее совершенный способ объёмного учета, повышает точность учёта от +0,01 до +2%, полностью герметизировать операции учёта, облегчает труд операторов, даёт возможность выносить далеко от ёмкости место установки и вести учёт при мелкой реализации непосредственно в разливочных, автоэстакадах.
Счётчики делятся: 1) весовые – с качающимися сосудами; 2) объёмные – дисковые, планетарные, поршневые, барабанные, ротационные и шестеренчатые; 3) скоростные – с винтовой вертушкой, крыльчатые (турбинные) ротаметры, дроссельные.
По виду работы счётчики в большинстве случаев являются малыми гидравлическими двигателями, приводимыми в движение потоком нефтепродукта. Каждый счётчик состоит из двух частей: гидравлической (замеряющей) и счётного механизма, регистрирующего количество протекающего нефтепродукта. Каждый счетчик – расходомер снабжается характеристикой Q-H и кривой погрешности Q-a, показывающей величину погрешности в зависимости от расхода.