- •Билет 1
- •1. Уплотнения вала центробежного нагнетателя.
- •2. Классификация насосных станций.
- •1. Составление тс.
- •2. Запорная арматура
- •1. Система маслоснабжения гпа (смазка подшипников, системы управления и регулирования).
- •2. Основные и вспом. Объекты нпс.
- •1. Система маслоснабжения. Система смазки насосных агрегатов.
- •2. Основное оборудование кс.
- •1. Компоновка насосного цеха.
- •2. Охлаждение газа, секции оребренных труб.
- •1. Средства измерения количества нефти на нпс.
- •2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, безотказность.
- •1. Система топливного, пускового и импульсного газа (т,п,и).
- •2. Генеральный план нпс.
- •1. Технологическая схема кс.
- •2. Вспомогательные системы нс
- •1. Классификация кс.
- •2. Рп, общие сведения, экс-ция
- •1. Составление ген плана кс
- •2. Трубопроводная арматура
- •1. Замер и учет газа на кс
- •2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, ремонтопригодность.
- •1. Поверка средств (счетчиков) учета нефти на нс
- •2. Защита от шума в насосных и компрессорных цехах
- •1. Основное оборудование насосного цеха.
- •2. Причины возникновения вибрации. Нормирование вибрации.
- •Нормирование вибрации оборудования
- •1. Система маслоснабжения. Система смазки насосных агрегатов.
- •2. Предупреждение и устранение вибрации.
- •1. Компоновка компрессорного цеха кс.
- •2. Система ппр и её организация.
- •1. Средства учета нефти и нп.
- •2. Составление технологической схемы кс.
- •1. Запорная арматура.
- •2. Определение долговечности деталей, узлов и оборудования в целом.
- •1. Составление тс.
- •1.Постанционная схема перекачки
- •3. Схема перекачки «Через резервуар»
- •4. Схема перекачки «Из насоса в насос»,
- •2. Обратные клапана, предохранительные устройства, регулирующие заслонки.
- •1. Состав и компановка узла учета нс.
- •2. Классификация кс.
- •1. Состав сооружений и их назначение системы воздушного охлаждения на кс.
- •2. Компановка насосного цеха.
- •1. Технологическая схема кс.
- •2. Причины возникновения вибрации.
- •Нормирование вибрации оборудования
- •1. Классификация насосных станций.
- •1) Монтажные блоки – осн. Технологич. Оборудование с обвязкой, кип и автоматикой на общей раме,
- •3) Блок-контейнеры – технологические установки с индивидуальными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы оборудования.
- •2. Система уплотнения вала центробежного нагнетателя.
- •1. Эксплуатация резервуарного парка.
- •2. Предупреждение и устранение вибраций нс и кс.
- •1. Состав и структура сооружений нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (при системе перекачке «из насоса в насос»).
- •2. Определение долговечности деталей, узлов и оборудования в целом.
- •1. Вспомогательные системы кц.
- •2. Шумы и борьба с ним на нс и кс.
- •1. Компоновка насосного цеха.
- •2. Надежность работы оборудования нс и кс. Долговечность, безотказность.
- •1. Система маслоснабжения. Система смазки насосных агрегатов.
- •2. Охлаждение газа, секции оребренных труб.
- •1. Компоновка и состав сооружений узла учета нефти на нс.
- •2. Система топливного, пускового и импульсного газа (т,п,и).
- •1. Очисткиа газа от мех. Примесей.
- •2. Поверка счетчиков на узлах учета нс.
- •1. Запорная арматура.
- •2. Система маслоснабжения гпа.
- •(Смазка подшипников, системы управления и регулирования).
- •Уплотнения вала центробежного нагнетателя.
2. Система ппр и её организация.
При разработке системы ППР используются следующие понятия и определения:
Ремонтный цикл – это время работы оборудования между двумя плановыми капитальными ремонтами (для работающего оборудования) или время работы от начала эксплуатации до первого капитального ремонта (новое оборудование).
Межремонтный период - это время работы оборудования между двумя любыми очередными плановыми ремонтами.
Структура ремонтного цикла – это порядок чередования всех ремонтных и профилактических работ в ремонтном цикле (период между двумя капитальными ремонтами).
Система ППР предусматривает разработку следующих основных показателей:
определение видов ремонтных работ и их содержание;
установление межремонтных периодов и структура межремонтного цикла;
определение категории сложности ремонта;
расчет простоя оборудования в ремонте;
расчет норм расхода основных материалов на выполнение ремонта.
Все плановые ремонты проводимые на НС и КС можно подразделить на 3 категории:
Текущий ремонт – плановый минимальный по объему вид ремонта, при котором замена или восстановление быстроизнашивающихся частей или деталей оборудования устранением дефектов и регулированием механизмов обеспечивается нормальная эксплуатация оборудования до очередного планового ремонта. Текущий ремонт выполняется силами персонала НС или КС в процессе его проведения выявляется необходимость проведения среднего или капитального ремонта. Вся проведенная работа по выполнению текущего ремонта, как и при других ремонтах, фиксируется в специальных журналах.
Средний ремонт – это такой вид планового ремонта, при котором путем капитального ремонта отдельных узлов, заменой и восстановлением значительного числа изношенны деталей, агрегату или оборудованию возвращается состояние, предусмотренное техническими условиями (первоначальные характеристики). Во время проведения среднего ремонта производятся также все работы, предусмотренные текущим ремонтом.
Капитальный ремонт – это наибольший по объему плановый ремонт, при котором оборудование для детального выяснения его состояния подвергают разборке, в том числе и полной, и производят ремонт и замену всех без исключения изношенных деталей и узлов. Результатом капитального ремонта является полное восстановление первоначальных характеристик оборудования. В процессе капитального ремонта выполняются работы по среднему или текущему ремонту.
Билет 16.
1. Средства учета нефти и нп.
В настоящее время широкое применение в соответствии с принципом действия имеют
- Объёмные (78%)
- Турбинные (распр.)
- Ультразвуковые (распр.)
- Вихревые (нераспр.)
- Электромагнитные(нераспр.)
Ультразвуковые имеют преимущество – в них нет мех. частей.
Создаются новые счётчики – тепловые, ионизационные, ядерномагнитные.
Объёмные счётчики получили широкое распр. в труб. трансп. (при малых производит.), в которых поток разделяется на порции мех. способом.
Требования:
1) тщательно выверенная камера.
2) отсутствие протечек.
3) установка фильтров тонкой очистки на узлах учета.
Недостатки:
1) Истирание шестерен и камер.
2) Малая производительность.
Эти счетчики могут применяться на ж/д, портовых терминалах.
Лопастные расходомеры работают по принципу вытеснения.
Объёмные счётчики определяют количество жидкости путём непосредственного измерения объёма нефти.
Другие конструкции счетчиков – обеспечивают измерение объёма косвенным путём. Они измеряют динамические параметры (скорость потока, динамический напор, скорость распр. звука в потоке, частота возникновения вихрей) и на основании физ. закономерн. происходит преобразование измеренных параметров в расход и количество. В этих счётчиках поток помещается во вращающееся тело (турбина / зубчатая шестерня). Вращение этой турбины происходит за счёт энергии потока жидкости. Частота вращения турбины зависит от скорости потока.
Вихревые счётчики – используется эффект возникновения вихревых колебаний в движущемся потоке.
Ультразвуковые – основаны на учёте изменения скорости распространения звуковой волны в жидкости по перекачиваемому трубопроводу. Хороши при перекачке продуктов.
Методы измерения: прямые и косвенные. Прямой метод – определение массы нефтепродукта с помощью весов и массовых счетчиков. Косвенный метод делится на объемно-массовый и гидростатический.
Объемно-массовый:
1) динамический метод – измерение массы продукта производится на потоке с помощью счетчиков различного типа.
2) статический метод – при измерении массы продукта в градуированных емкостях.
Гидростатический метод – при его применении измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне относительно которого производят измерения и находят массу как произведение этих величин деленое на g=9.81.
Установка и поверка счетчиков:
1 – задвижки,
2 – манометр,
3 – фильтр,
4 – струевыпрямитель,
5 – счетчик,
6 – термолатчик,
7 – отвод к контрольному счетчику или пруверу,
8 – обводная линия.
До счетчика – прямолинейный участок 20d, после – 10d. Чтобы не прокладывать длинные коммуникации, ставим струевыпрямитель. Длина секции струевыпрямителя = 2..3D. Диаметр трубок = 0.1D. Количество трубок > 4.
Принцип поверки.
Прувер (ТПУ).
1 – труба с известным объемом,
2 – узел запуска поверочного устройства,
3 – узел приема поверочного устройства.
Идея поверки счетчика на прувере заключается в подсчете числа импульсов от счетчика за период движения поршня.
Основная часть прувера представл. собой очень точно выверенный по объему участок трубы. Вытеснение ж-ти в этой части осуществл. с помощью шара. Так для поверки счетчика пропускной способностью 4000 м3/ч необходим прувер объемом не менее 20 м3.
Основные условия, которые необходимы для поверки счетчика:
1) Поверка осуществляется на рабочей жидкости.
2) Поверка производится во всем диапазоне измерений.
3) Погрешность ср-в измерений, на которых производится поверка, должна быть минимальная.
При поверке должны выполняться следующие требования:
1. погрешность средств поверки не должна превышать 1/3 погрешности, требуемой от рабочих счетчиков;
2. определение погрешности должно осуществляться на рабочей жидкости;
3. при поверке необходимо обеспечить расходы во всем поверяемом диапазоне измерений;
4. проведение поверки должно производиться не менее 3 раз при одной производительности;
5. при проведении поверки должна обеспечиваться стабильность расхода жидкости, а именно температура должна изменяться в пределах ± 0,5°, давление ± 0,1 МПа.