- •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.
58. Расчет сифонных трубопроводов
Задача проверки устойчивости работы стояков в условиях НБ возникает при верхнем самотечном или принудительном сливе ж/д цистерны. Такая же задача имеет место при расчете всасывающих трубопроводов насосных цехов НПС, а также при расчете сифонных ТП.
Под сифонным понимается безнапорный т/п, отдельные участки которого находятся выше уровней жидкости соединяемый им резервуаром.
P < Pa – условие всасывания сифонного т/п. (см.рис.)
Самотечный слив через верхний стояк – это пример работы сифонного т/п. Во всех перечисленных случаях устойчивое движение жидкостей будет наблюдаться, если не будет разрыва потока.
Поскольку н/пр имеют значительную величину давления насыщенных паров, то возможна ситуация, когда остаточное давление в какой-либо точке т/п будет меньше давления насыщенных паров: Рост < Рs. В этом случае происходит образование газового мешка или газовой трубы, т.е. происходит разрыв потока.
Ps – это такое давление, которое устанавливается под поверхностью жидкости в закрытом сосуде, когда число понижающих молекул равно числу молекул возвращающихся в жидкость.
Следовательно, условием нормальной работы т/п явл-ся: Рост>Рs. У н/пр величина Ps сильно зависит от температуры.
Предельная
высота стояка, при которой не происходит
образования газовых мешков опр-ся
уравнением:
,
где hc
– потери напора в стояке до наивысшей
его точки.
Проверка обеспечения данного условия выполняется обычно графоаналитическим способом для следующих наихудших условиях эксплуатации:
1)минимальное атмосферное давление;
2)максимальной температуры н/пр;
3)минимальный уровень н/пр в сливаемой цистерне или резервуаре. (см.рис.)
От минимального уровня в цистерне откладывают величину «На» состоив. Ра. На = Ра/(ρ·g).
От верхней линии откладывают вниз соответствующие потери напора, имеющие место в отдельных участках коммуникаций: hab, hbc, hcd, hdc, hcf – потери напора по участкам.
Оценивая, пересекает или нет линия упругости паров коммуникацию, делают вывод:
а) если не пересекает – то устойчивость потока обеспечена;
б) если пересекает – то возможно образование газовых мешков и разрыв потока.
Для предотвращение образования газовых мешков возможны следующие мероприятия:
1)изменение конфигурации стояка;
2)уменьшить потери напора (за счет увеличения диаметра труб);
3)приблизить насос к фронту слива;
4)обеспечить подпор в начале сливной коммуникации за счет применения эжектора.
59.Определение необходимой емкости резервуарного парка нб
Необходимость определения вместимости резервуарного парка появляется при процессе эксплуатации и при проектировании.
Для определения вместимости используют 2 метода:
Табличный (по графикам завоза-вывоза н/пр);
Аналитический (по формулам).
Определение вместимости по графикам завоза-вывоза применяется для действующих НБ, когда этот график известен.
Рассмотрим пример расчета. Чем меньше период времени, для которого известен график завоза-вывоза, тем точнее расчет.
Определяем месячный остаток, вычитая из графы завоза цифры графы вывоза с учетом знака. Вместимость резервуарного парка V = Vmax – Vmin.
Далее необходимо учесть степень заполнения резервуара. η = h/H = 0,95. Vф = V/0,95 – фактическая емкость резервуарного парка.
При проектировании для новой НБ график завоза-вывоза может быть неизвестен. В этом случае ориентируются на графики завоза-вывоза в существующих НБ в данном районе, либо определяют вместимость резервуарного парка расчетным путем по формулам, т.е. аналитическим методом.
Для расчета используются формулы, в которые введены эмпирические коэффициенты, учитывающие реальные условия эксплуатации. Для каждого типа НБ используют соответствующие формулы. Для примера рассмотрим формулу определения объема резервуарного парка для ж/д распределительной НБ.
-
вместимость резервуарного парка,
где Gмес – среднемесячная реализация данного н/пр;
К – коэффициент, учитывающий неравномерность завоза-вывоза, К > 1 всегда;
ρ – плотность данного н/пр.
Примечание: вместимость РП определяется для каждого н/пр. После определения общей вместимости РП принимается значения объемотиповых резервуаров и определяют их число. Для каждого н/пр должно быть не менее 2-х резервуаров.
