- •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
11) Учет нефти и нефтепродуктов. Методы и средства измерения количества нефти и нефтепродуктов на нпс. Погрешности измерений.
Методы измерения массы нефти и НП-тов при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные. Прямые методы заключаются в определение массы продуктов с помощью весов, расходомеров, счетчиков расхода. Косвенные в свою очередь подразделяют на объемно-массовый и гидростатический. Объемно-массовый метод сводится к измерению объема и плотности продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведение этих величин и последующего вычисления массы нетто продукта. Плотность измеряют плотномерами или ареометрами. Температуру и давление: термометрами и манометрами. Для определения массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в соли и рассчитывают их массу. Массу нетто нефти при учетно-расчетных операциях определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта: М= Мбр – Мб. На магистральных НП-дах, имеющих узлы учета нефти, оборудованные блоками измерения качества Нп-тов находят по показаниям счетчика. Динамический метод применяют при измерении массы продукта на потоке в нефте и нефтепродуктпопроводах ( с помощью счетчика). Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости) Определяют с помощью градуированных таблиц. Гидростатический метод : измеряют величину гидростатического давления столба продукта Р, среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне Fср, относительно которого производят измерения, и рассчитывают массу продукта как произведение этих велечин, деленное на ускорение свободного падения. М = Р Fср/g. Погрешности измерений: различают истинные значения физических величин и их эмпирические оценки- результаты измерений. Истинные значения физических велечин – это значения, отражающие свойства данного объекта как в количественном, так и в качественном отношении (к которым стремимся). Результаты измерений представляют собой приблеженные оценки значений величин, найденных путем измерения, они зависят от методов измерений, технических средств, с помощью которых проводятся измерения и т.д. Отклонение результатов измерения Х от истинного значения Q называется погрешностью измерения: ∆ = Х-Q. Погрешности могут быть систематические и случайные.
12) Компрессорные станции. Классификация и назначение кс. Основные показатели работы кс.
КС на магистральных ГП-дах сооружают с целью достижения плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка газа от жидких и твердых примесей; компримирование газа; охлаждение газа. На КС ГП-дов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами, контролируемыми на КС, является количество транспортируемого газа, его давление и температура на входе или выходе. По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые по близости от месторождения газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе ГП-да в соответствии гидравлическим расчетом. На ГКС производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производиться очистка от механических примесей, при необходимости, охлаждение газа. По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов КС делят: станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом; станции оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом; станции оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателя. Комплекс КС включает следующие объекты, системы и сооружения: 1ин или несколько компрессорных цехов; узлы пуска и приема очистных устройств; систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей; систему электроснабжения; систему производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения; систему канализации и очистных сооружений; систему молниезащиты; систему связи; диспетчерский пункт; административно-хозяйственные помещения - склады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование для ремонта; вспомогательные объекты. Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования в исправном состоянии; модернизации устаревшего оборудования. Задачи персонала КС: осуществление заданного режима компремирования газа; обеспечение надежности и безопасности КС; обеспечение исправного состояния производственных зданий, сооружений; проведение работ по реконструкции, модернизации основного и вспомогательного оборудования.