- •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.
Расчет трубчатых подогревателей
При проектных расчетах основная цель – это определение поверхности нагрева подогревателя.
При эксплуатационных расчетах требуется определить необходимое время подогрева, температуру теплоносителя при изменившихся условиях эксплуатации, а также проводиться поверочный расчет в результате которой сравнивают полученную расчетную поверхность нагрева с существующей и делаются соответствующие выводы, на основе которых и принимают решение.
Расчетные формулы
Количество тепла, которое необходимо для разогрева данной массы н/пр складывается из следующих составляющих:
1)Количество тепла на разогрев собственно массы нефтепродукта: Q1=MCp(tк – tн)
2) Количество тепла, идущее на расплавление застывшей части н/пр: Q2=M3·χ, где M3 – масса застывшего н/пр, χ – скрытая теплота кристаллизации.
3) Количество тепла, теряемого в окружающую среду: Q3 = k·F·ΔT·τ, где F – поверхность теплообмена, ΔТ – разность температур стенки и окружающей среды.
4)Единичное количество тепла, требуемого для разогрева нефтепродукта равно:
q=(1/ τ)·(Q1+Q2+Q3). С другой стороны подогреватель должен выделить следующее количество тепла в единицу времени: q = kп·Fп·ΔTср, где kп – коэффициент теплоотдачи от теплоносителей н/пр через стенку подогревателя, Fп – поверхность подогревателя, ΔTср – средняя логарифмическая разность температур теплоносителя и н/пр. Приравнивая правые части выражения, получим уравнение, позволяющее рассчитывать
kп·Fп·ΔTср = (1/ τ) ·( MCp(tк – tн)+ k·F·ΔT·τ+ M3·χ)
Расчет электроподогревателей
Формулы те же, только единичное количество тепла, которое должен передавать электроподгреватель включает параметры электрической цепи: qэ = I2R.
71. Расчетные часовые расходы газа. Коэффициент часового максимума. Коэффициент одновременности.
Системы
газоснабжения городов и других населенных
пунктов рассчитываются на максимальный
часовой расход газа. Максимальный
расчетный часовой расход газа
,
м3/ч
(в пересчете на нормальные условия 0
0С
и 760 мм вод.ст.), на хозяйственно-бытовые
м производственный нужды следует
определять как долю годового расхода
по формуле
, (2.3)
где
- коэффициент часового максимума
(коэффициент перехода от годового
расхода к максимальному часовому расходу
газа);
-
годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума учитывает характер потребления газа потребителем рассчитывается по максимальным значениям коэффициентов неравномерности газопотребления (сезонным, суточным и часовым)
, (2.4)
где
- максимальные коэффициенты неравномерности
газопотребления по месяцам в течении
гада, по суткам в течении недели и часам
в течении суток соответственно;
- число часов в году.
Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждому району газоснабжения, сети которого представляют самостоятельную систему, гидравлически не связанную с системами других районов.Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в табл.2.4.
Таблица 2.4.Коэффициент часового максимума расхода газа
на хозяйственно-бытовые нужды
-
Число жителей, снабжаемых газом,
тыс. чел
Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления),
1
1/1800
2
1/2000
3
1/2050
5
1/2100
10
1/2200
20
1/2300
30
1/2400
40
1/2500
50
1/2600
100
1/2800
300
1/3000
500
1/3300
750
1/3500
1000
1/3700
2000 и более
1/4700
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий представлены в табл.2.5.
Таблица 2.5 Значения коэффициентов часового максимума расхода газа
-
Предприятия
Коэффициент часового максимума расхода газа,
Бани
1/2700
Прачечные
1/2900
Общественного питания
1/2000
По производству хлеба и кондитерских изделий
1/6000
Примечание. Для бань и прачечных коэффициенты часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
Расчетный часовой расход газа для предприятий различных отраслей промышленности и предприятий бытового обслуживания (за исключением предприятий, приведенных в табл.2.5) следует определять по данным топливопотребления (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) или исходя из годового расхода газа с учетом коэффициентов часового максимума по отрасли промышленности, приведенных в рекомендуемом Приложении 2 СНиП 2.04.08-87*.
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа , м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле
,
(2.5)
где
-
сумма произведений величин
и
от
до
;
-
коэффициент одновременности, значение
которого следует принимать для жилых
домов по справочному Приложению 3 СНиП
2.04.08-87* (табл.2.6);
-
номинальный расход газа прибором или
группой приборов, м3/ч,
по техническому паспорту.
Таблица 2.6. Значение коэффициента одновременности
для жилых домов
-
Число
Коэффициент одновременности в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
квартир
Плита
4-конфороч-
ная
Плита
2-конфороч-
ная
Плита 4-конфороч-ная и газовый про-точный водонагре-ватель
Плита 2-конфороч-ная и газовый про-точный водонагре-ватель
1
1
1
0,700
0,750
2
0,650
0,840
0,560
0,640
3
0,450
0,730
0,480
0,520
4
0,350
0,590
0,430
0,390
5
0,290
0,480
0,400
0,375
6
0,280
0,410
0,392
0,360
7
0,270
0,360
0,370
0,345
8
0,265
0,320
0,360
0,335
9
0,258
0,289
0,345
0,320
10
0,254
0,263
0,340
0,315
15
0,240
0,242
0,300
0,275
20
0,235
0,230
0,280
0,260
30
0,231
0,218
0,250
0,235
40
0,227
0,213
0,230
0,205
50
0,223
0,210
0,215
0,193
60
0,220
0,207
0,203
0,186
70
0,217
0,205
0,195
0,180
80
0,214
0,204
0,192
1,075
90
0,212
0,203
0,187
0,171
100
0,210
0,202
0,185
0,163
400
0,180
0,170
0,150
0,135
Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами. 2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равное 0,85 независимо от количества квартир.
