- •1.Классификация магистральных нефтепроводов и газопроводов Классификация нефтепроводов сп 36.13330.2012
- •2. Системы перекачки
- •3. Характеристики насосов, насосных станций и трубопровода. Совмещённая характеристика.
- •Совмещенная характеристика
- •4. Уравнение баланса напоров.
- •Формулы для гидравлического расчета нефтепровода.
- •Потери напора на трение в тп опр-т по формуле Дарси-Вейсбаха
- •5. Определение необходимого числа насосных станций
- •6. Определение наличия перевальных точек по трассе нефтепровода
- •7. Расчет трубопроводов при заданном расположении насосных станций
- •8.Расчет коротких трубопроводов
- •9. Нефтепроводы со сбросами
- •10 Регулирование режима работы насосных станций.
- •1Изменение параметров нпс:
- •2Изменение параметров тр-да
- •Методы, связанные с изменением параметров трубопровода:
- •11. Основные формулы для гидравлического расчета газопровода
- •12. Температурный режим газопровода
- •13. Изменение давления по длине гп. Среднее давление.
- •Среднее давление в газопроводе
- •14. Определение зоны возможного гидратообразования в гп.
- •15. Защита трубопроводов от коррозии
- •16. Целесообразность последовательной перекачки
- •17. Приближенная теория смесеобразования
- •18. Влияние различных факторов на процесс смесеобразования и борьба с ним
- •Влияние скорость перекачки
- •Влияние остановок перекачки
- •Влияние конструктивных особенностей обвязки перекачивающих станций
- •Влияние объема партий перекачиваемых жидкостей
- •Влияние соотношения вязкостей жидкостей
- •19. Прием и реализация смеси на конечном пункте трубопровода
- •Прием всей смеси в один резервуар
- •Деление смеси пополам
- •Прием всей смеси в один чистый нефтепродукт
- •Деление смеси на три неравные части
- •20. Особенности гидрав-го расчета при последовательной перекачке Определение числа перекачивающих станций
- •Определение числа циклов последовательной перекачки
- •Определение необходимого объема резервуарной емкости
- •21. Изменение давления нпс и расхода при замещении одного нефтепродукта другим.
- •Изменение давления на выходе перекачивающей станции
- •Изменение давления в линейной части трубопровода
- •22. Контроль за последовательной перекачкой
- •Контроль смеси по изменению плотности
- •Контроль смеси по скорости распространения ультразвука
- •Контроль смеси по оптической плотности
- •Контроль смеси с помощью индикаторов
- •23. Реологические свойства вязких и застывающих нефтей
- •24. Способы перекачки вязких и застывающих нефтей
- •Гидроперекачка
- •Перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей за счет механического воздействия
- •25. Исходные данные для теплового и гидрав-го расчета
- •26. Тепловой расчёт горячих трубопроводов
- •27. Гидравлический расчет горячих трубопроводов
- •28. Оптимальная температура подогрева
- •29. Прогрев горячих тп перед пуском
- •30. Замещение высоковязких нефтей маловязкой жидкостью при остановках горячей перекачки.
- •31. Трубопроводный транспорт нефти и газа в двухфазном сост-и
- •32. Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей
- •33 Трубопроводный транспорт твёрдых и сыпучих материалов.
- •34. Очистка трубопровода от отложений парафина.
- •35. Нагрузки и воздействия Расчет толщины стенки трубопровода.
- •36. Проверка трубопровода на прочность и деформацию
- •37. Разделение т/п и их лч на категории.
- •38. Очистка внутренней полости и испытание т/п после сооружения
- •39. Подводные переходы (подготовительные работы, способы пригрузки, расчет устойчивости).
- •40. Проверочный расчет фундаментов под основное оборудование на статические и динамические нагрузки.
- •41 Выверка оборудования при его монтаже на фундаменте
- •Установочными болтами: Более эффективным способом выверки в вертикальной плоскости является бесподкладочный (с помощью установочных болтов).
- •42 Монтаж подшипников агрегатов.
- •Подшипники скольжения.
- •Подшипники качения.
- •43. Центровка полумуфт и валов агрегатов по полумуфтам.
- •2) По полумуфтам при помощи двух радиальных стрелок (рис.3, б):
- •44. Пусконаладочные работы Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации:
- •45. Сварочно-монтажные работы при сооружении мт
- •1Ручная электродуговая сварка
- •Допустимая плотность тока при ручной электродуговой сварке, а/мм2
- •2Механизированная электродуговая сварка
- •46, Контроль формы резервуара после монтажа. Испытание резервуара.
- •47 Классификация аварий на мт и мг. Виды отказов.
- •48 Контроль изоляционных покрытий магистрального трубопровода.
- •49Полистовой метод монтажа резервуаров
- •50 Капитальный ремонт линейной части трубопроводов (подготовительные, виды и схемы ремонта трубопроводов). Последовательность операции при ремонте.
- •51 Ликвидация аварий на трубопроводах.
- •52 Ремонт основного технологического оборудования нс (дефекты и ремонт цбн).
- •53 Ремонт фундаментов под резервуары.
- •54 Ремонт днища резервуара
- •55 Ремонт корпуса и крыши рвс
- •56Типы и категории нб и технологические операции, проводимые на них Основные сведения по нб
- •Типы, группы и категории нб
- •Технологические операции нб
- •57 Определение потерь напора в напорных трубопроводах нб
- •58. Расчет сифонных трубопроводов
- •59.Определение необходимой емкости резервуарного парка нб
- •60.Классификация резервуаров. Конструкция резервуаров типа рвс
- •Стальные резервуары низкого давления
- •Вертикальные стальные цилиндрические резервуары
- •61.Приемо-раздаточное оборудование резервуаров
- •62.Дыхательная арматура резервуаров
- •63.Замерное оборудование резервуаров
- •64.Трубопроводы нефтебаз и трубопроводная арматура
- •65.Железнодорожные тупики, эстакады, цистерны и сливо-наливные устройства
- •Сливные устройства
- •Способы слива/налива нефтепродуктов
- •66.Нефтяные гавани, причальные сооружения, нефтеналивные суда и устройства Нефтеналивные суда
- •67.Виды потерь н/пр от испарения из резервуаров Источники и классификация потерь н/пр и нефтей
- •Об испаряемости н/пр и нефтей
- •Потери от испарения, вызванные малым дыханием резервуара
- •Потери, обусловленные большими дыханиями резервуара
- •Определение потерь при обратном выдохе
- •Мероприятия по сокращению потерь н/пр и нефтей от испарения
- •68.Технические мероприятия по сокращению потерь от испарения из резервуаров
- •Применение понтонов
- •69. Назначение и способы подогрева н/пр в резервуарах, транспортных емкостях и трубопроводов Использование тепла на нб
- •Теплоносители и источники тепла
- •Способы и средства подогрева в резервуара
- •Способы и средства подогрева транспортных емкостей
- •Средства и способы подогрева технологических тп и арматуры
- •70.Определение вероятной температуры н/пр в конце хранения или транспортировки
- •Расчет трубчатых подогревателей
- •Расчет электроподогревателей
- •71. Расчетные часовые расходы газа. Коэффициент часового максимума. Коэффициент одновременности.
- •72 Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
- •73 Метод «предельной выгоды» при расчете диаметров тупиковой сети.
- •74 Принцип расчета кольцевых сетей
- •75 Методика гидравлической увязки кольцевой сети
- •76 Регуляторы давления газа. Классификация регуляторов давления
- •77 Расчет пропускной способности регуляторов давления
- •79. Схема и принцип действия рдук-2
- •80Температурный режим грс.Борьба с гидратообраз-ем наГрс.
- •81 Состав сжиженных углеводородных газов
- •82. Железнодорожные цистерны. Ж.Д транспорт суг
- •83 Хранение суг. Классификация хранилищ суг
- •84 Емкости для хранения суг под давлением.
- •Низкотемпературное хранение суг.
- •86 Технологическая схема пхг
- •87 Характеристика сточных вод нб и пс и их загрязнений
- •88 Методы, процессы и средства очистки нефтесодержащих сточных вод
- •89 Сооружения механической очистки сточных вод
- •90 Сооружения физико-химической очистки сточных вод Флотационные установки
- •91 Сооружения биологической очистки сточных вод
- •92 Вспомогательные устройства в комплексе очистных станций
- •Буферный резервуар
- •Шламонакопители
- •93 Принципиальная схема очистного комплекса
- •94 Закономерности и расчет разбавления сточных вод в реках
- •95 Локализация места аварий на воде и на почве
- •Пример бонового заграждения морского ведомства
- •96 Сбор нефти с поверхности воды
- •97 Сбор нефти с поверхности почвы
- •98 Рекультивация земель
- •99 Классификация нс и кс. Размещение основных объектов на территории
- •100 Основное оборудование нс
- •101 Основное оборудование кс
- •102 Технологическая схема нс
- •103 Технологическая схема кс
- •104 Вспомогательное оборудование насосного цеха
- •105 Вспомогательное оборудование компрессорного цеха (маслоснабжение, уплотнения и т.Д)
- •106 Учет нефти и нефтепродуктов
- •107 Системы водоснабжения нс и кс
- •I. Основные сведения по системам водоснабжения
- •1.1. Источники водоснабжения
- •2. Расчет водопотребления
- •2.1. Хозяйственно-питьевое потребление
- •2.2.1. Оборотное водоснабжение
- •2,3 Противопожарное водопотребление
- •5. Гидравлический расчет водопроводных сетей и водоводов
- •49. Полистовой метод монтажа резервуаров.
2) По полумуфтам при помощи двух радиальных стрелок (рис.3, б):
а) по радиально-осевым стрелкам; б) - по двум радиальным стрелкам
Радиально-осевые стрелки укрепляют на центрируемых полумуфтах (рис. 3, а). На стрелках укреплены индикаторы часового типа так, чтобы можно было фиксировать радиальный и осевой зазоры между полумуфтами. Установив валы в исходное положение, чтобы индикаторы находились в верхнем положении, измеряют радиальный зазор а1 и осевой b1. Затем оба вала одновременно поворачивает на 90º , 180º и 270º и измеряют каждый раз радиальный и осевой (торцовый) зазоры (а2, b2, а3, b3, а4, b4). Результаты замеров заносят на специальную диаграмму (рис.4).
Рис.4. Круговая диаграмма при центровке валов по радиально-осевым стрелкам
Торцовое и угловое смещения устраняют путем перемещения одной из машин в горизонтальной и вертикальной плоскостях, приняв вторую машину за базу. При монтаже центробежных насосов с приводом от электродвигателя за базу принимают насос. Насос и электродвигатель считаются отцентрованными, если величины торцовых и радиальных смещений во всех четырех положениях соответственно равны между собой:
а1 = а2 = а3 = а4, b1 = b 2 = b3 = b 4,
При значительных размерах агрегатов удобнее производить смещения, ориентируясь на положение подшипников центрируемого агрегата, В этом случае необходимое перемещение подшипника А (рис.3,а) в вертикальной и горизонтальной плоскости будет
где D – диаметр окружности, описываемый радиальными стрелками;
l – расстояние между центром нормального зазора и подшипником А.
В этих выражениях первое слагаемое показывает величину смещения для устранения перекоса, а второе - величину смещения осей валов по вертикали.
Перемещение подшипника В определяется по формулам:
- в вертикальной плоскости
в горизонтальной плоскости
где L – расстояние между подшипниками.
Допускаемое отклонение центровки по полумуфтам зависит от конструкции и диаметра муфт, скорости вращения роторов.
Производя при центровке замеры, следует иметь в виду, что суммы замеров на каждом из взаимно перпендикулярных направлений должны быть равны. Допускаемая разность этих сумм не должна превышать 0,02 мм.
44. Пусконаладочные работы Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации:
2 .8 . Пусконаладка и ввод в эксплуатацию оборудования ГНС, ГНП и АГ ЗС должны производиться пусконаладочной эксплуатационной организацией.
2 .9 . При проведении П. работ на ГНС, ГНП и АГЗС перед продувкой газопроводы, резервуары и газовое оборудование подвергаются контрольной опрессовке воздухом по нормам, указанным в «Правилах безопасности в газовом хозяйстве». При опрессовке все сварные стыки, фланцевые и резьбовые соединения проверяются обмыливанием. При выполнении работ по обмыливанию в условиях отрицательных температур (от 0 до минус 40 °С) в мыльную эмульсию необходимо добавить спирт (соответственно от 5 до 30 %).
2 .10 . Основными этапами пусконаладочных работ по вводу ГНС, ГНП, АГЗС в эксплуатацию являются:
- внешний осмотр и определение исправности оборудования, арматуры, приборов;
- проверка работоспособности средств пожаротушения и вентиляции взрывоопасных помещений;
- проверка работы сигнализаторов взрывоопасной концентрации газа;
- продувка резервуаров и газопроводов (паровой фазой сжиженных газов или инертным газом);
- проверка работы контрольно-измерительных приборов и уровнемеров;
- проверка работы систем осушки и очистки воздуха и подачи воды;
- слив сжиженных газов для железнодорожных цистерн в резервуары базы хранения;
- опробование в работе всех компрессоров и насосов;
- заполнение баллонов и автоцистерн сжиженным газом.
2 .11 . До ввода в эксплуатацию газопроводов, газоиспользующих установок, систем автоматизации, защиты и сигнализации промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных предприятий должны быть определены оптимальные режимы их работы, обеспечивающие рациональное использование газа, надежность и безопасность. Результаты пусконаладочных работ должны оформляться актом.
2 .12 . В тех случаях, когда газовое оборудование или отдельные узлы по каким-либо причинам не могут быть налажены и выведены на нормальные режимы работы, организация, выполняющая П. работы, вместе с владельцем обязана установить эти причины. В случае необходимости к этим работам следует привлекать проектные организации, заводы-изготовители, строительные организации. Выявленные в оборудовании дефекты отражаются в акте. Пусконаладочные работы в этих случаях приостанавливаются и создается комиссия для решения вопроса о возможности продления срока и условий пусконаладочных работ.
2 .13 . Во время пусконаладочных работ окончательно отрабатываются все операции, после чего вносятся соответствующие исправления, уточнения и дополнения в производственные (технологические) инструкции, а также в инструкции по охране (безопасности) труда. Перед началом и по окончании пусконаладочных работ весь обслуживающий (эксплуатационный)персонал инструктируется на рабочих местах руководителем работ.
2 .14 . На период проведения пусконаладочных работ газового оборудования и автоматики безопасности ответственным за безопасное их проведение является руководитель пусконаладочной бригады, и все работы выполняются только по его указанию.
2 .15 . После комплексного опробования всего оборудования и работы всего технологического цикла объекта пусконаладочные работы считаются законченными и объект сдается пусконаладочной бригадой комиссии с оформлением соответствующего акта.
Ввод в эксплуатацию газового оборудования с незавершенными в полном объеме П. работами запрещается.
