- •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.
79. Схема и принцип действия рдук-2
Р
егуляторы
давления РДУК-2, разработанные
институтом Иосгазопроект, состоят из
следующих основных элементов (рис.
3.11): регулирующим клапаном с мембранным
приводом, представляющим собой
исполнительный механизм, регулятора
управления, дросселей и соединительных
трубок.
Рис. 3.11. Схема регулятора давления РДУК-2
1 – исполнительный механизм; 2 – регулятор управления (пилот); 3 и 4 - клапан и мембрана исполнительного механизма; 5 и 6 – клапан и мембрана регулятора управления; 7 – винт для настройки регулятора управления; 8 – импульсная трубка; 9 – трубка для подачи газа начального давления; 10 – трубка для сброса газа после регулятора управления; 11 – дроссель; 12 – трубка, соединяющая командный прибор с дросселем; 13 – трубка, передяющее командное давление Рх исполнительному механизму; 14 – трубка, соединяющая надмембранную зону исполнительного механизма с газопроводом после регулятора. Регулятор работает следующим образом. Газ высокого или среднего давления из надклапанной камеры исполнительного механизма 1 подается в регулятор управления 2. Пройдя клапан 5 регилятора управления, газ двидется по трубке 12, проходит через дроссель 11 и поступает в газопровод после регулирующего клапана. Клапан 5 регулятора управления 2, дроссель11 и трубки 9, 12 и 10 представляют собой исполнительное устройство дроссельного типа. Газ поступает в регулятор управления с давлением Р1 и после дроссуля переменного сечения (клапан 5) приобретает давление Рх, а после дросселя постоянного сечения 11 – давление Р2. Давлением Рх регулируется работа исполнительного механизма и в зависимости от положения клапана 5 давление Рх может меняться от давления Р2 (клапан 5 открыт) до максимальной величины (клапан 5 полностью открыт), зависящей от отношения площади открытого клапана 5 к сечению дросселя 11. Таким образом, импульс конечного давления, воспринимаемый командным прибором, усиливается дроссельным устройством, трансформируется в командное давление Рх и передаятся в трубку 13 в подмембранную зону исполнительного механизма, перемещая соответствующим образом регулирующий клапан. В результате этого перестановочная сила, развиваемая мембраной, изменяется и клапан 3 перемещается в соответствии с изменившимся расходом газа. Например, если расход газа уменьшился, давление газа за регулятором увеличилось, то клапан регулятора управления, соединенный с газопроводом импульсной трубкой 8, прикроется, давление Рх в подмемганной полости исполнительного механизма уменьшится, регулирующий клапан 3 опустится и давление после регулятора снизится. Надмембранная зона исполнительного механизма соединена трубкой 14 с газопроводом после регулятора, поэтому в ней всегда поддерживается конечное давление. На рис.3.12 показана конструкция регулятора давления РДУК-2. Газ высокого давления до поступления в регулятор управления при движении из камеры А в камеру Е проходит через фильтр, что улучшает условия работы регулятора управления. После регулятора управления газ по трубке 4 поступает в подмембранную зону Г исполнительного механизма и далее по трубке 5 выбрасывается в камеру Б после регулирующего клапана, предварительно пройдя через дроссель усилнительного устройства 6. На пути движения газа перед исполнительным механизмом установлен дроссель 11, который устанавливает верхний предел давления в камере Г. Мембрана исполнительного механизма по периферии зажата между корпусом и крышкой мембранной коробки, а в центре – между плоским и чашеобразным дисками. Чашеобразный диск опирается в проточку, имеющуюся в крышке. Это обеспечивает центрирование мембраны между ее зажимом. Настройка регулятора на заданное давление производится пружиной 10. Регуляторы РДУК рачитаны на выходное давление до 1,2 Мпа. Давление газа на выходе из дегулятора зависит от применяемого регулятора управления. Если используется регулятор управления КН-2, то конечное давление может изменяться от 0,0005 до 0,06 Мпа. Если регулирующий клапан комплектуется с командным прибором КВ-2, то конечное давление может быть от 0,05 до 0,6 Мпа. Пропускная способность регуляторов РДУК при плотности газа 0,73 кг/м3, перепаде давления на клапане = 0,1 Мпа и конечном давлении Р2 = кПа в зависимости от диаметра колеблется от 900 до 12500 м3/ч.
