- •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
8) Средства контроля и защиты насосного агрегата. Назначение и составные элементы.
Надежную работу ТП-дов обеспечивает защита насосных станций, включающая приборы контроля, защиты и сигнализации, установленные на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании. Защита предохраняет насос от вибрации, подшипники агрегата от перегрева и работы насоса в кавитационном режиме, а также от чрезмерной утечки жидкости через уплотнения. Работа оборудования на высоких скоростях требует бесперебойной подачи смазки и эффективной системы теплового контроля узлов с трущимися деталями (подшипников и уплотнений вала насоса, подшипников электродвигателя)., а также корпусов насоса и электродвигателя, входящего и выходящего из электродвигателя воздуха. Подача масла контролируется электроконтактным манометром, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя в отсутствие давления в линии смазки. Падение давления в маслосистеме во время работы агрегата вызывает его остановку. Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу на закрытую задвижку, а контроль входящего и выходящего из электродвигателя воздуха защищает обмотку статора от перегрева (летом) и образования конденсата при низких температурах окружающей среды (зимой). Эксплуатация электродвигателей, продуваемых при избыточном давлении, во взрывоопасных помещениях требует контроля. Сигнализатор падения давления выдает разрешение на включение в работу агрегата. Герметичность торцевого уплотнения регулирует датчик, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения утечек. Вибрацию оборудования регистрирует виброноситель, который отключает агрегат при критических значениях вибрации. Визуальный контроль за давлением всасывания и нагнетания осуществляют по манометрам. Включению основного оборудования предшествует запуск вспомогательного оборудования. Контрольно-измерительные приборы подвергают проверке. Все рабочие приборы проверяют в лаборатории не реже 1 раза в 2 года. Манометры, термометры и др. не реже 1 раза в месяц; считовые, технические, электро-измерительные – 1 раз в 3 месяца. Проверка приборов на местах их установки сводится к правильности возврата стрелки к нулю. При проверках параллельно рабочим приборам подключают образцовые (для сравнения). Определяют погрешность. Приборы следует держать в чистоте.
9) Резервуарные парки нпс. Назначение и рекомендуемые объемы резервуаров нпс. Конструкции резервуаров и их оснастка.
Неотъемлемой частью системы магистрального НП-да являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса – надежной и бесперебойной перекачки нефти по НП-ду. Резервуарным парком называется комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения, и перекачки нефти. Резервуарные парки необходимы для приема нефти от добывающих предприятий; для учета нефти; для обеспечения заданных свойств нефти; для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти. В зависимости от объема и места расположения резервуары делят: 1 класс: особо опасные объемом от 10000 м3 и более, а также от 5000 м3 и более расположенные по берегам рек, крупных водоемов, а также в черте города; 2 класс – резервуары повышенной опасности от 5000-10000 м3; 3 класс – опасные резервуары объемом от 100 – 5000 м3.
Установлены области применения различных резервуаров в зависимости от типов и групп нефтей.
Для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных паров до 200 мм рт.ст. применяют горизонтальные резервуары со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательным клапаном. Для нефтей с давлением насыщенных паров более 200 мм рт.ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, понтоном или системой газовой обвязки. Вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей представляют собой цилиндры, сваренные из Ст-х листов размером 1,5 на 6м, толщиной 4-25 мм с конической или сферической крышей. Длинная сторона каждого листа располагается горизонтально. Ряд листов называется поясом резервуара. Крыша резервуара по краям опирается на фермы, а у резервуаров большим объемом – на центральную стойку. Сварное днище покоится на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии. Последнее способствует более полному удалению подтоварной воды. Объем РВС от 100 до 50000 м3; избыточное давление до 2000 Па. Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испарения жидкости. Понтоны бывают Ме и синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх вниз в зависимости от того заполняется или опорожняется резервуар. Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и поднимающейся вверх при заполнении. Диаметр крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.