- •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.
82. Железнодорожные цистерны. Ж.Д транспорт суг
Для перевозки сжиженных газов по сети железных дорог используются железнодорожные цистерны специальной конструкции.
Пропан перевозят в стальных цистернах вместимостью 51 или 54 м3 с полной загрузкой 85%, что составляет соответственно 43 и 46 м3 (рис. 10.1).
Кроме пропановых цистерн имеются бутановые с вместимостью резервуара 60 м3 при полезной нагрузке 54 м3.
В настоящее время начали использоваться железнодорожные цистерны полным объемом 98,3 м3 и полезным 83,5 м3.
Цистерна представляет собой сварной цилиндрический резервуар со сферическими днищами 2, расположенный на четырехосной железнодорожной тележке 1. Крепление резервуара к раме осуществляется стяжными болтами 5 .
Резервуар снабжен люком диаметром 450 мм, на крышке которого расположена арматура. Люк вместе с арматурой закрывается предохранительным колпаком 3 диаметром 685 мм и высотой 340 мм. Для обслуживания арматуры вокруг колпака сделана площадка с поручнями 4 и стремянками 6 по обе стороны цистерны.
На крышке люка размещены сливо-наливная и предохранительная арматура и арматура для контроля сливо-наливных операций. В центре крышки люка смонтирован пружинный предохранительный клапан 7 диаметром 32 мм (рис. 10.2), предназначенный для сброса паров сжиженного газа в атмосферу в случае, если в цистерне повысится давление сверх допустимого (для пропана 20, для бутана 8 кг/см2).
1, 10 - вентили для контроля опорожнения; 2, 3 - вентили для контроля уровня наполнения; 4, 9 - угловые вентили для напо-лнения и слива сжиженного газа; 5 - карман для термометра; 6 - угловой вентиль для отбора (подачи паровой фазы сжиженного газа; 7 - предохранительный клапан; 8 - вентиль для удаления воды
По обе стороны предохранительного клапана по продольной оси цистерны установлены два сливо-наливных вентиля 4 и 9 диаметром 40 мм, которые через скоростные клапаны, автоматически прекращающие выход сжиженного газа в случае обрыва шланга, соединены с трубами, доходящими почти до дна цистерны.
Для отбора из цистерны или подачи в нее паров сжиженного газа служит угловой вентиль 6 диаметром 40 мм, соединенный через скоростной клапан с паровым пространством цистерны.
Для контроля за правильностью заполнения сжиженным газом служат вентили 2 и 3, заканчивающиеся внутри цистерны трубками на уровне максимального наполнения. При этом трубка вентиля 2, маховик которого окрашен в зеленый цвет, заканчивается на уровне максимально допустимого заполнения сосуда цистерны сжиженным газом, а трубка вентиля 3, маховик которого окрашен в красный цвет - на 50 мм выше. Таким образом, вентиль 2 является вентилем-сигналом, а слой жидкости в 50 мм (находящийся между концами трубок 2 и 3) представляет собой допустимое контролируемое переполнение железнодорожной цистерны сжиженными газами.
Контроль за опорожнением цистерны осуществляется вентилем 10, трубка которого установлена на уровне нижней плоскости сливо-наливных трубок. При этом вентиль 1 предназначен для удаления столба жидкости из трубки вентиля 10 после его закрытия.
Термометр для замера температуря сжиженных газов помещается в кармане 5, представляющим собой трубку длиною 2550 мм. Конец этой трубки, опущенный в цистерну, заварен, а верхний конец, ввинченный во фланец люка, открыт.
Вентиль 8 диаметром 12 мм служит для удаления из сосуда цистерны отстоявшейся воды и тяжелых неиспаряющихся остатков сжиженных газов. Конец трубки этого вентиля заканчивается на расстоянии 5 мм от низа цистерны (рис.10.3).
Цистерна должна быть окрашена в светло-серый цвет и иметь соответствующие надписи.
Низ сосуда цистерны по всей его длине на высоту 400 мм окрашивается в черный цвет. Вдоль оси сосуда наносится красным цветом отличительная полоса шириной 300 мм.
Расчет сосудов железнодорожных цистерн на прочность производится с учетом действия нагрузок от упругости паров жидкости при температуре плюс 55 0С и давления жидкости в результате толчка или торможения цистерны.
При температуре +55 0С упругость паров (давление насыщения) для пропана составляет 19,6 кг/см2 (1, 933 МПа), для п-бутана - 5,6 кг/см2 (0,549 МПа) и для изо-бутана - 7,7 кг/см2 (0,755 МПа). Давление, создаваемое в сосуде цистерны при толчке и торможении, определяются из соотношений:
а) при толчке - Руд 1
,
(10.1)
б) при торможении - Руд 2
(10.2)
где ж - плотность жидкости, кг/м3;
l - длина емкости, м;
v0 - скорость цистерны в момент начала торможения, м/с;
t - время торможения, с;
g - ускорение силы тяжести, м/с2.
Расчетное давление Р для сосуда цистерны выбирается по большему из уравнений
, (10.3)
, (10.4)
где PS55 - давление насыщенных паров сжиженного газа при температуре +550С.
По расчетному давлению определяется толщина стенки. Расчет ведется как и для стационарных сосудов.
В табл. 10.1 приведены технические характеристики железнодорожных цистерн.
За рубежом в настоящее время строятся и эксплуатируются железнодорожные цистерны безрамной конструкции с объемом котла более 100 м3 (табл.10.2).
Для налива в железнодорожные цистерны сжиженного газа и его слива заводы поставщики имеют наливные эстакады, а газонаполнительные станции - приемно-сливные. Стояки имеют линии паровой и жидкой фаз продукта и, как правило, располагаются по обе стороны эстакады. Наливные (сливные стояки оборудованы гибкими резино-тканевыми напорными рукавами для присоединения к цистернам. Для налива каждого продукта подведен индивидуальный коллектор, в результате чего можно одновременно производить налив разных видов сжиженного газа, например пропана, п - бутана и изо-бутана.
Установлены следующие нормы времени налива сжиженного газа в железнодорожные цистерны: на пропан и пропан-бутановую смесь - 5 часов, на п - бутан и изобутан - 3 часа. Началом налива считается время подачи железнодорожных цистерн на наливную эстакаду.
Перевозка сжиженных газов по железной дороге в крытых вагонах
Кроме специальных цистерн доставка СУГ потребителям осуществляется в крытых вагонах, груженных баллонами. Такой вид транспорта применяется при снабжении газом бытовых потребителей, расположенных в районах значительно удаленных от кустовых баз и газонаполнительных станций. В некоторых случаях доставка сжиженного газа в баллонах по железной дороге экономически эффективнее, чем доставка газа автотранспортом. В каждом конкретном случае выбирается оптимальный вариант путь сравнения приведенных затрат.
По железной дороге баллоны со сжиженным газом перевозятся в двух- и четырехосных крытых вагонах. Обычно перевозятся баллоны вместимостью 27 и 50 л. Они должны быть полностью исправны и снабжены двумя защитными резиновыми кольцами толщиной не менее 25 мм.
