Экзаменационные вопросы итоговые по киПиА 2013г.

1. Объем автоматизации системы приточно-вытяжной вентиляции по схеме автоматизации.

Устно по схеме!!!

2. Объемы автоматизации МНА по схеме автоматизации «Магистральный насосный агрегат».

Устно по схеме!!!

3. Объемы автоматизации маслосистемы НПС по схеме автоматизации «Система маслоснабжения».

Устно по схеме!!!

4. Объём автоматизации системы откачки утечек по схеме автоматизации.

Устно по схеме!!!

5. Блок-схема САР давление.

Устно по схеме!!!

6. Состав объектов и сооружений головной НПС, их назначение по технологической схеме.

Устно по схеме!!!

7. Методы регулирования режима работы нефтепровода. Их преимущество и недостатки.

1. Метод изменение числа оборотов насосного агрегата:

• гидромуфтой;

• при помощи ЧРП;

• дизельными (турбинными) двигателями

Достоинства:

• плавный пуск и плавная остановка МНА;

• глубина регулирования (большой диапазон регулирования)

Недостатки:

• сложность конструкции;

• высокая стоимость.

2. Метод дросселирования.

Достоинства:

• легко реализуется с малыми материальными затратами;

• имеет высокое быстродействие.

Недостатки:

3. Линейные сооружения нефтепровода.

1. Труба;

2. Коверы с КИП (манометр, датчик давления, сигнализатор затопления, сигнализатор открытия крышки ковера, сигнализатор прохождения СОД);

3. Линейные задвижки (устанавливаются через 10-30 км, а также на речных переходах);

4. Блок-боксы с аппаратурой (КП-ПУ) (для передачи информации от датчиков расположенных в ковере в РДП, а также для управления линейными задвижками);

5. Вантузы (для поражнения от нефти, закачки нефти и для впуска или выпуска воздуха);

6. Станция катодной защиты (СКЗ) (для защиты трубы от коррозии, т.е. на неё подаётся «-1,5 В»;

7. Резервная нитка (на опасных участках, например, речной переход);

8. Вдольтрассовая ЛЭП (для обеспечения электроэнергией объектов линейной части, U=10 кВ), а также трансформаторная подстанция (ТП) (понижает напряжение с 10 кВ до 0,4 кВ (380В));

9. Лупинги (для уменьшения гидросопротивления и увеличения производительности МН);

10. Средство очистки и диагностики (СОД).

4. Последовательное и параллельное соединение мна. Характеристика насосной станции. Технологическая схема обвязки насосных агрегатов.

Соединение магистральных насосов МНА могут соединяться последовательно или параллельно-последовательно. Параллельно-последовательное соединение используется в том случае, когда одной НПС необходимо перекачивать нефть по двум нефтепроводам.

П ри последовательной работе МНА давления выкида первого по ходу нефти насоса будет являться давлением приёма второго насоса.

П ри параллельно-последовательной работе МНА приём насосов производится из одной трубы, поэтому давление входа у каждого насоса будут равны; вакид насосов производится в одну трубу, поэтому давления выхода у каждого насоса будут равны.

5. Технологическая схема промежуточной нпс. Назначение объектов и сооружений.

1. Узел подключения станции (УПС).

Нефтеперекачивающая станция (НПС) к магистральному нефтепроводу (МН) подключается через узел подключения станции (УПС). УПС обеспечивает отключение оборудования НПС от МН при аварийных ситуациях на станции, а также для приёма-пуска или пропуска СОД.

2. Фильтр – грязеуловитель.

П ерепад давления на фильтрах должен составлять в пределах (0,2–0,5) кгс/см².

• при перепаде давления более 0,5 кгс/см² – фильтр забит;

• при перепаде давления менее 0,2 кгс/см² – фильтр повреждён.