- •1. Классификация, физ-хим и теплофизические св-ва нефти и нпр. Фракционный состав
- •2.Классификация нефтебаз. Основные сооружения нб. Основные и вспомогательные операции, проводимые на нб
- •3. Резервуары нефтебаз. Виды наземных и подземных резервуаров (рвс, рвсп, с плавающей крышей, каплевидные и шаровые, ргс, жбр). Особенности конструкции
- •4. Оборудование резервуаров
- •5. Определение обьема резервуарного парка и выбор резервуаров
- •6. Потери нпр в резервуарах
- •7. Ж/д цистерны. Классификация и оборудование ж/д цистерн. Цистерны для перевозки застывающих грузов
- •8.Сливно-наливные операции. Основные способы слива и налива нпр, их преимущества и недостатки. Сн стояки и эстакады. Особенности конструкций
- •9. Перевозка застывающих нефтей нефтепродуктов. Способы слива из цистерн грузов с 2-х фазной средой
- •10. Показатели качества бензинов. Классификация бензинов по их использованию. Октановое число
- •11. Дизельные топлива. Разновидность топлива в зависимости от климатических условий, содержания серы. Характеристики топлива. Газотурбинное топливо, разновидности, специфические требования
- •12. Показатели качества смазочных материалов. Общие эксплуатационные требования. Основные виды масел
- •13. Изменение качества топлива и смазочных материалов. Влияние испарения, обводнения, образования смол и загрязнения топлива и смазочных материалов на качество нефтепродуктов
- •14. Специальные мероприятия по сохранению качества нефти и нефтепродуктов
- •15. Восстановление качества нефти и нпр
- •16. Методы количественного учета нефти и нпр
- •17.Основные сведения о грс. Горючие газы. Группы природного г.Исскуственные г.
- •18. Классификация и структура грс. Состав грс: узлы, системы. Защита потребителя от повышенного и пониженного давления в сетях потребителей
- •1. Система с перестройкой режимов работы регуляторов давления.
- •2. Установка на каждой нитке редуцирования крана с пневмоприводом и программным управлением.
- •19. Методы компенсации сезонных, суточных и часовых колебаний потребления газа
- •Методы компенсации
- •20. Подземные хранилища газа: виды, основные задачи. Особенности эксплуатации различных видов хранилищ. Технологическая схема пхг
- •21. Газонаполнительные станции сжатого природного газа. Типы станций: стационарная, передвижная и гаражная. Основные и вспомогательные технологические процессы. Особенности типовых агнкс
- •22. Основные понятия о суг. Источники получения суг
- •23. Основные группы хранилищ суг. Условия хранения суг
- •24. Хранение суг под давлением в металлических резервуарах. Виды металлических резервуаров
- •25. Шахтные хранилища суг
- •26. Подземные хранилища суг в отложениях каменной соли
- •27. Изотермическое хранение суг в стальных и железобетонных резервуарах
- •28. Подземные ледопородные хранилища суг
- •29. Кустовые базы и газонаполнительные станции: назначение, основной состав сооружений, способы осуществления основных операций
- •30. Естественная и искусственная регазификация, особенности
4. Оборудование резервуаров
Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь НПР: дыхательная арматура (дыхательные и предохранительные клапаны), приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой, средства защиты от внутренней коррозии, оборудование для подогрева высоковязких НПР.
Дыхательный клапан предназначен для выпуска воздуха с парами нефти при заполнении резервуара и ввода воз духа при его опорожнении. При повышении давления внутри резервуара сверх расчетного открывается клапан давления и избыток паров нефти сбрасывает в атмосферу, а при понижении давления открывается клапан вакуума и в резервуар поступает воздух.
Предохранительный клапан устанавливают на крыше резервуара на случай, если не сработает дыхательный клапан. Применяют обычно с гидравлическим затвором. При повышении давления в резервуаре газ из него выходит через клапан в атмосферу, а при вакууме атмосферный воздух через клапан поступает в резервуар.
При хранении высоковязких НПР ДК и ПК не устанавливаются, а имеются вентиляционные патрубки, которые представляют собой металлическую трубку с коническим козырьком.
Патрубок приемо-раздаточный (ПРП) монтируется в нижнем поясе резервуара. С внешней стороны к нему присоединяется задвижка, а на внутреннем конце, внутри резервуара, устанавливается хлопушка. Через патрубок осуществляется прием в резервуар или выдача из него нефтепродуктов.
Хлопушка устанавливается внутри резервуара на приемо-раздаточном патрубке и служит для налива и слива нефтепродукта и для дополнительной защиты от возможной утечки нефтепродукта из резервуара при неисправном трубопроводе. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу.
В резервуарах высоковязких НПР хлопушек нет, вместо них на конце ПРП устанавливается шарнирно-сочлененная подъемная труба.
Сифонный кран служит для удаления подтоварной воды, которая вызывает коррозию нижних поясов резервуара. СК устанавливают на высоте 350 мм от дна.
При хранении высоковязких НПР резервуары д/б оборудованы средствами подогрева (секционные и закрытые змеевиковые подогреватели), иметь теплоизоляционное покрытие.
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров. Люк-лаз располагается в верхнем поясе резервуара, предназначен для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара, кроме того ч/з него доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т.д.); люк световой устанавливается на крыше резервуара и служит для проветривания и освещения резервуара; люк замерный — для контрольного замера уровня жидкости и взятия проб. Лестница служит для подъёма персонала на крышу (спиральная, шахтная). Ширина не менее 0,7 м , наклон не более 60˚ и периллы не менее 1 м. Лестница наверху заканчивается замерной площадкой.
Противопожарное оборудование. Огневой предохранитель устанавливают между резервуаром и дыхательным или предохранительным клапаном. Он предназначен для защиты резервуара от проникновения огня (пламени или искры) в газовое пространство через дыхательную аппаратуру, предохраняя этим самым нефть от вспышки или взрыва.
При возникновении пожара тушение горящего НПР проводят пеной, которая изолирует от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуар используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), которые монтируются на верхнем поясе резервуара.
Широкое внедрение получают системы подслойного пожаротушения. Пена подается с нижнего пояса резервуара под слой НПР.
По периметру резервуара устанавливают кольцевой т/п, служащий для подачи воды для охлаждения в случае пожара.
Приборы контроля и сигнализации: местные и дистанционные измерители уровня НПР; сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней НПР в резервуаре; дистанционные измерители средней Т НПР в резервуаре; местные и дистанционные измерители Т жидкости в районе ПРП (если есть разогрев); сниженный пробоотборник и др.